Промысловая химия - статьи журнала Neftegaz.RU

В связи с некачественным цементированием обсадных колонн при креплении скважин возникает проблема межпластовой изоляции затрубного пространства. Добавки в тампонажных растворах способствуют улучшению его технических свойств и снижают воздействие агрессивных компонентов, присутствующих в пластовых флюидах, которые могут привести к коррозии и разрушению как самого цемента, так и металлических труб обсадной колонны. Таким образом, разработка составов тампонажных растворов играет определяющую роль в обеспечении надежности и долговечности цементных структур, что является критически важным аспектом для успешной эксплуатации скважин.

Представлены новые кислотные нефтевытесняющие композиции ГБК-Ф и ПБК-Ф на основе ПАВ, аддукта неорганической кислоты, полиола, карбамида и фторсодержащих соединений, созданные с применением метода глубоких эвтектических растворителей (ГЭР) и принципов «зеленой химии». Композиции предназначены для увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе залежей высоковязких нефтей в карбонатных и терригенных коллекторах. Композиции совместимы с минерализованными пластовыми водами, имеют низкую температуру замерзания (минус 20 ÷ минус 60 оС), удобную товарную форму, низкое межфазное натяжение на границе с нефтью, применимы в широком интервале температур, от 10 до 200 оС. обеспечивают эффективное нефтевытеснение и пролонгированное воздействие на пласт. Дано описание научных основ создания композиций и используемых принципов. Представлены результаты лабораторных исследований, в том числе экспериментов по фильтрации и вытеснению нефти из насыпных и полноразмерных керновых моделей пласта, прирост коэффициента вытеснения нефти в фильтрационных экспериментах, моделирующих заводнение, составляет в среднем 20–25 %. Также представлены результаты промысловых испытаний композиции ГБК, первой из подобных кислотных композиций на основе ГЭР, на добывающих, нагнетательных и пароциклических скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения высоковязкой нефти. При закачке 30–50 м3 композиции на скважину зафиксирован средний эффект в 2000 т дополнительно добытой нефти и показана возможность достижения еще большего эффекта при комплексном использовании различных композиций для нагнетательных скважин. Результаты лабораторных исследований и промысловых экспериментов говорят о перспективности применения данных композиций, в том числе для залежей высоковязких нефтей, в широком диапазоне климатических условий, включая северные регионы и Арктику.

Насосы должны легко прокачивать цементные растворы в течение всего процесса его закачки. Смеси должны быстро загустевать и твердеть после закачки в скважину, пробиваться в каждые поры и трещины, но не растекаться, быть стабильными и устойчивыми, иметь хорошее сцепление с обсадными трубами и горными породами, поддаваться обработке реагентами, не растворяться в пластовых водах. Они также не должны растворять породы, слагающие стенки скважин, быть устойчивыми к агрессии пластовых вод, термостойкими, легко разбуриваться и смываться с технологического оборудования и инструмента, а также не быть токсичными. В статье представлен анализ проблем, связанных с цементированием скважин, а именно: цементирование скважин в толщах солей пластичных глин, цементирование горизонтальных и наклонно-направленных скважин с сохранением седиментационной устойчивости тампонажного раствора, а также цементирование скважин в других сложных горно-геологических условиях – пласты с высоким или низким давлением и температурой, агрессивные пластовые жидкости. Кроме того, приведено сравнение добавок, применяемых для улучшения качества тампонажного раствора, а также основных составов облегченных тампонажных растворов.