Жидкость глушения скважин на основе отработанного абсорбента ди-оксида углерода

Призабойная зона скважин (ПЗС) является важнейшей областью пласта, от состояния которой во многом зависят условия фильтрации и притока пластовой жидкости к забою, потенциал отдельно взятой скважины и, в конечном счете, коэффициент извлечения нефти из месторождения. Основное негативное влияние на ПЗС оказывают технологические операции, проводимые в скважинах, и свойства жидкостей, которые при этом применяются.

Глушение является наиболее массовым видом воздействия на скважины и представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачке в пласт специальных жидкостей глушения (ЖГ), обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение профилактических работ. В ходе геолого-промысловых работ каждая скважина подвергается глушению не реже одного раза в год из-за необходимости проведения подземных ремонтов, смены насосного оборудования, промывки забоя от загрязнений и т.д. [1;2].

Основной задачей операции глушения продуктивных пластов является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Решение данной задачи возможно при условии применения специальных механических отсекателей, противовыбросового оборудования либо с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового.

Все известные жидкости глушения условно делят на 2 группы:

• на водной основе, в том числе пены, пресные и пластовые воды; растворы минеральных солей; глинистые растворы; гидрогели; прямые эмульсии;

• на углеводородной основе, в виде товарной или загущенной нефти или обратных эмульсий с содержанием водной фазы до 70% [3 – 5].

В группе ЖГ на водной основе ведущая роль принадлежит растворам минеральных солей или чистым рассолам, не содержащим твердой фазы.

Годовая потребность отрасли в технологических жидкостях глушения в широком диапазоне плотностей исчисляется сотнями тысяч тонн. Использование таких составов ограничено узким ассортиментом применяемых солей.

Особое место среди ЖГ занимают тяжелые рассолы, широкое применение которых обусловлено стремлением обеспечить максимальную степень сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, характеризующихся повышенными давлениями.

Жидкости глушения на водной основе являются наиболее технологичными, наименее токсичными и экологически безопасными. К числу основных компонентов для приготовления рассолов плотностью 1350–1800 кг/м³ относятся хлорид кальция, бромиды калия, натрия, кальция, карбонат и формиат калия, нитрат кальция, хлорид цинка.

Большой практический интерес представляют сегодня рассолы на основе водных растворов смеси CaCl₂ и Ca(NO₃)₂ ввиду их аномальной плотности. При этом плотности насыщенных растворов отдельно взятых хлорида кальция и нитрата кальция не превышают 1420 кг/м³ и 1560 кг/м³, соответственно, тогда как для композиции на их основе она равна 1780 кг/м³ [6].

Осложняющие факторы при глушении скважин минеральными солями:

• кольматация в результате взаимодействие воды и растворов солей с глинистыми минералами;

• образование малорастворимых солей;

• формирование водонефтяных эмульсий;

• возникновение водной блокады.

Жидкость глушения должна отвечать следующим требованиям:

• оказывать минимальное воздействие на загрязнение окружающей среды [7];

• плотность ее должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;

• максимально сохранять коллекторские свойства продуктивного пласта;

• быть технологичной в приготовлении и использовании;

• не оказывать коррозионно-агрессивного воздействия на обсадные трубы и технологическое оборудование;

• быть совместимой с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважин, в том числе с пластовой водой;

• сохранять термостабильность в конкретных условиях ее применения;

• технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин [8];

• соответствовать современным требованиям к охране труда рабочего персонала, а также взрыво- и пожаробезопасности [9].

Достаточно полно большинству из перечисленных требований отвечает жидкость глушения, содержащая хлориды калия и кальция, а также продукт НГ-1, разработанная Санкт-Петербургским государственным горным университетом [10].

Включённый в её состав гидрофобизатор НГ-1 предназначен для обработки призабойной зоны пластов с целью ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи пластов.

Он представляет собой смесь продуктов реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла либо с высококипящими фракциями синтетических жирных кислот с растворителями и добавками, в качестве которых используются ароматические углеводороды - сольвенты, эфиро- и спиртосодержащие смеси, продукты оксиэтилирования и алкилирования технических спиртов, парафинов и др., растворители и добавки, которые обеспечивают технологичность применения реагента, усиливают его диспергируемость в водной среде.

В большинстве случаев плотность закачиваемой композиции является главным фактором, который учитывает величину давления на забое скважин. В общем случае забойное давление рассчитывается по формуле

Р_заб. = Н_{с *} ρ_{жг *} g_* cos α, где

Н_с — длина ствола скважины, м;

ρ_жг — плотность жидкости глушения, кг/м³;

g — ускорение свободного падения, м/с²;

α - угол отклонения ствола скважины от вертикали, град.

В процессах добычи нефти и газа в качестве жидкости глушения рекомендованы солевые составы без твердой фазы (не содержащие частицы размером более 2 мкм) на основе поташа, КСl, так как они не только сохраняют, но и увеличивают естественную проницаемость кернового материала.

По нашему мнению, в качестве ЖГ могут быть также использованы некоторые поташсодержащие крупнотоннажные отходы химических производств. Одним из них является отработанный раствор «Бенфилд» (или Карсол), используемый на узле очистки диоксида углерода на агрегатах аммиака типа Кемико. Необходимость его переработки возникает при накоплении хлоридов и вспенивании, что негативно отражается на производительности узла абсорбции диоксида углерода.

Он содержит в своем составе карбонат и гидрокарбонат калия и характеризуется следующими параметрами (Табл.1).

Таблица 1. Характеристика отработанных поташных растворов с агрегатов аммиака.

Показатели	Значение
Плотность, не менее г/см3	1,210
рН, не более	10,5
Хлориды, не менее, мг/л	100,0
К2СО3, % масс.	14 - 17
КНСО3, % масс.	13 – 1 5
Пятиокись ванадия, не более % масс.	0,5
Активатор АСТ или диэтаноламин, менее, % масс.	1,0
Механические примеси, не более, г/л	0,100
Вода	остальное

Такой выбор вовсе не случаен, так как водный раствор на основе чистого карбоната калия способствует повышению естественной проницаемости пород. Проведенные в «ВНИИКРнефть» исследования на искусственных кернах (спрессованная смесь песка, 0,5 % глины, 3 % мела) показали, что значения коэффициента восстановления проницаемости для нефти у растворов KCl, Na₂SO₄, Na₂CO₃, NaHCO₃ составляют 95÷100%, для CaBr₂ – 85 %, в то время как для K₂CO₃ – 115÷120 %.

Этот результат объясняется высокой активностью ионов калия и относительно небольшим (например, по сравнению с ионом хлора у KCl) гидратным числом у анионов СО₃^2-. Поэтому, при ионообмене с глинистыми минералами K₂CO₃ образует более тонкие, чем хлорид калия, гидратные оболочки на глинистых частицах. В результате этого обеспечивается повышение пористости и, соответственно, проницаемости заглинизированных песчаников.

В силу изложенного была апробирована композиция, включающая отработанный раствор «Бенфилд» с агрегатов аммиака типа «Кемико» следующего состава (Табл. 2).

Таблица 2. Характеристика жидкости глушения марки ЖГ «Дельта».

Наименование показателей	Результаты анализа
Плотность*) раствора («Бенфильд» или «Карсол»), кг/м3	1,210 ÷ 1,290
рН	8,5 ÷ 10,5
Многофункциональный реагент «МЛ-Супер», % масс.	0,5 ÷ 1
Динамическая вязкость при 20оС, мПа*с	6 ÷ 8

^*) При необходимости может быть увеличена добавлением поташа

Присутствующий в ней ПАВ «МЛ-СУПЕР» по ТУ 2383-002-51881692-2000, разработанный ООО «Дельта-пром инновации», выполняет не только функции гидрофобизатора, но и позволяет снижать межфазное натяжение на границе раздела фаз и предотвращать образование высоковязких водонефтяных эмульсий.

Предложенный состав не содержит частиц твердой фазы размером более 2 мкм и не оказывает отрицательного влияния на фильтрацию терригенных коллекторов. Напротив, он способствует увеличению естественной проницаемости кернового материала. Общее содержание механических примесей не превышает в нем 100 мг/л. Жидкость глушения проявляет одновременно и свойства ингибитора коррозии, способна связывать Н₂S благодаря присутствию в её составе K₂CO₃. Этот эффект усиливается вследствие наличия в ней диэтаноламина и пятиокиси ванадия. Оксидное соединение пассивирует металлическую поверхность скважин благодаря образованию стойкой к коррозии плёнки.

Приготовление жидкости глушения осуществляется путем интенсивного перемешивания используемых компонентов. Высокие качественные показатели достигаются с применением стационарных установок, работающих на принципах вибрационно-магнитной активации.

С целью определения влияния на проницаемость ПЗС выполнен обширный комплекс лабораторных и опытно-промысловых исследований. Оптимизация указанного в таблице 2 состава жидкости глушения произведена с учетом требуемых технологических параметров, учитывающих температуру окружающей среды и геолого-технические характеристики ремонтируемых скважин.

В частности, испытание на совместимость с пластовыми водами осуществлялось с применением минерализованных водных растворов (имитатов), приготовленных растворением в литре воды 11,36 мг сернокислого кальция, 78,12 мг гидрокарбоната натрия, 138600 мг хлористого натрия, 41600 мг хлористого кальция, 40700 мг двухводного хлористого магния и 560 мг двухводного хлористого бария. Температура имитата доводилась до 90^оС (температура внутри пласта) и в него добавлялись различные количества жидкости глушения для оценки совместимости.

В ходе эксперимента не выявлено выпадение осадка и образования коллойдных солевых систем. На примере нефтей Первомайского и Опалихинского месторождений также не подтверждено формирование стойких водонефтяных эмульсий при подаче в пласт ЖГ, содержащей 1,0 % масс. реагента «МЛ-СУПЕР» (Табл. 3).

Таблица 3. Влияние ЖГ и пластовых вод на образование и свойства водо-нефтяных образований

месторождение	Характеристика нефти		Характеристика водо-нефтяных образований
			с пластовой водой				с ЖГ
	ρ*), г/см3	вязкость. мПа*с	ρ, г/см3	межфазное натяжение, мН/м	характер эмульсии	вязкость, мПа*с	межфазное натяжение, мН/м
Первомайское	0,905	48,37	1,05	35	плотная и вязкая	365	0,516
			1,19	30		296	0,870
Опалихинское	0,906	39,51	1,05	20	вязкая и устойчивая	153	0,293
			1,19	22		132	0,578

^*) плотность.

Достаточно высоким (свыше 100 %) оказался и коэффициент проницаемости пластов после их обработки указанной жидкостью глушения, что свидетельствует о подавлении всех нежелательных процессов.

Таким образом, в результате исследований ЖГ «Дельта» на основе отработанного раствора «Бенфилд» подтверждено, что широкое внедрение созданной композиции позволит решить такие важные задачи, как:

• снижение межфазного натяжения на границе углеводород - вода;

• подавление процессов глинонабухания;

• сохранение первоначальных коллекторских характеристик пласта;

• уменьшение затрат, связанных с освоением и выходом на режим скважин в послеремонтный период;

• повышение дебита по нефти и коэффициента продуктивности скважин за счет разрушения водонефтяных эмульсий и улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта;

На основе проведенных исследований составлены и введены в действие технические условия (ТУ 2458-011-67048683-2015) на концентрат ЖГ «Дельта» с целью его применения в процессах нефтегазодобычи [11].

Данная разработка важна для многих предприятий газохимии, использующих в технологических процессах получения аммиака поташные растворы «Бенфилд» и «Карсол».

Список литературы

1.Афанасьев С.В. Волков В.А. Жидкость глушения нефтяных скважин на основе отходов агрегатов аммиака // Химическая техника. Межотраслевой журнал для главных специалистов предприятий. 2016. №9. С. 43 – 44.

2.Патент на изобретение RU №2279462.Жидкость глушения нефтегазовой скважины/ Опубл. 2006 г.

3.Паршукова А.Р., Овчинников В.П., Леонтьев Д.С. Жидкости и технологии глушения скважин. Учебное пособие. – Тюмень. Тюм. ГНГУ. 2013. – 96 с.

4.Патент на изобретение RU №2203919. Жидкость для глушения скважин /Опубл. 2002 г.

5.Пономарёва И.Н., Илюшин П.Ю., Мартюшев Д.А., Рахимзянов Р.М. Результаты исследований в области повышения эффективности глушения скважин// Нефтяное хозяйство. 2017.№1. С.62 – 65.

6.Шишкин А.В. Отечественные решения для глушения скважин с аномально высокими пластовыми давлениями // Территория нефтегаз. 2015. №11. С. 68 – 71.

7.Трифонов К.И. Афанасьев С.В. Катышев С.В. Естественные и техногенные источники загрязнения биосферы. Учебник. – Самара. Сам. научн. центр. РАН. 2014.–148 с.

8.Атвиновская Т.В. Роль жидкостей глушения в процессе ремонта скважин // Вестник ГГТУ им. П.О. Сухого. 2018.№2. С.34 – 41.

9.Афанасьев С.В. Пожарная безопасность технологических процессов. Учебное пособие. – Самара. Сам. научн. центр РАН. 2015. – 521 с.

10.Гладков П.Д. Рогачев М.К. Выбор технологической жидкости для глушения скважин перед подземным ремонтом на приобском нефтяном месторождении//Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. №2; http://www.ogbus.ru.

11. Афанасьев С.В., Волков В.А., Долгополов М.В., Филатов В.А. Жидкость глушения нефтяных скважин на основе поташных растворов «Бенфилд»// Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2016.№8. С.52 –54.

Keywords: absorbent of carbon dioxide, the liquid damping, genealogyj, hydrophobizator, permeability of layers, corrosion inhibition