USD 62.9103

+0.73

EUR 66.1087

+0.59

BRENT 79.72

+0.13

AИ-95

0

AИ-98

0

ДТ

0

15 мин
368
0

Технологические жидкости для глушения эксплуатационных скважин, осложненных высокими пластовыми давлениями (+ аудио)

В данной работе рассматривается проблема глушения добывающих и нагнетательных скважин, осложненных аномально высоким пластовым давлением. Авторы проводят анализ существующих технологий и жидкостей глушения скважин, раскрывают недостатки и преимущества используемых композиций и технологий, а также способы их совершенствования. На основании проведенного обзора составлена сводная таблица применимости имеющихся композиций с учетом возможных осложнений, возникающих при эксплуатации скважин.

Технологические жидкости для глушения эксплуатационных скважин, осложненных высокими пластовыми давлениями (+ аудио)

Эту статью можно прослушать


Скважина, как сложная система, требует постоянного контроля над ее состоянием, на основе которого производится текущий или капитальный ремонт.

Перед проведением ремонтных работ на скважине ее необходимо заглушить – создать противодавление на пласт с целью предотвращения притока жидкости и газа. Так как развитие нефтегазовой отрасли связано с введением в эксплуатацию новых скважин, а также с поддержанием работоспособности уже имеющихся – объём ремонтных работ увеличивается, пропорционально возрастает негативное влияние процесса глушения на призабойную зону.

Для обеспечения нормального режима работы скважины предварительно необходимо произвести ее глушение – создать противодавление с помощью столба жидкости расчётной плотности таким образом, чтобы исключить приток флюида и пульсацию газа.

Жидкость глушения скважины – специально подобранная смесь компонентов расчетной плотности, которая создает необходимое противодавление на пласт. Также в условиях аномально высокого давления происходит уменьшение отношения давления поглощения и гидроразрыва к пластовому давлению, что приводит к уменьшению так называемого “рабочего окна”, что, в свою очередь, не позволяет, например, использовать более тяжелую, но лучшую по фильтрационным свойствам жидкость глушения [1]. Поэтому, с точки зрения процесса глушения скважины высокое пластовое давление – осложняющий фактор, так как для создания нужного гидростатического давления потребуется использовать утяжеленную жидкость.

Глушение скважин основано на базовых законах гидродинамики, поэтому большое влияние на рассматриваемый процесс оказывают физические свойства используемой жидкости.

Требования, предъявляемые к жидкостям глушения

С точки зрения процесса ограничения притока пластового флюида и ликвидации пульсации газа наиболее важными параметрами являются плотность и вязкость используемой технологической жидкости, однако при более  широком рассмотрении данного технологического аспекта необходимо обращать внимание на следующие параметры системы скважина-пласт, которые необходимо сохранить в первозданном состоянии:

  1. Проницаемость призабойной зоны пласта;

  2. Продуктивность скважины;

  3. Скорость коррозии используемого оборудования.


В связи с этим к жидкостям глушения скважин предъявляются следующие необходимые требования [2-6]:

  • Достаточная плотность для создания необходимого противодавления на пласт, при этом необходимо минимизировать ее поглощение и избегать авто-гидроразрыв пласта (авто-ГРП) при условии продавливания жидкости в ПЗП;

  • Обеспечение максимального сохранения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) ПЗП;

  • Технологичность в приготовлении;

  • Совместимость с другими технологическими жидкостями, в том числе с пластовым флюидом;

  • Агрегативная устойчивость и термостабильность;

  • Защитные свойства по отношению к подземному оборудованию.

  • Сравнение характеристик жидкостей глушения


В таблице 1 представлены наиболее распространенные жидкости глушения, использующиеся в скважинах с высоким коэффициентом аномальности пластового давления (больше 1).



Исходя из представленных данных, можно обозначить основные недостатки существующих композиций для глушения скважин в условиях высоких и очень высоких пластовых давлений. По данным исследований для глушения нагнетательных скважин, закачивающих воду с большим содержанием карбонатов, требуется производить ЖГ с минимально возможным pH при условии стабильности коррозионной активности. Невысокие значения pH обеспечивают лучшую совместимость с гидрокарбонатно-натриевыми водами [5]. На рисунке 1 представлена, таблица, в которую сведены основные негативные факторы при использовании тех или иных добавок в ЖГ, а также диапазон плотностей, характерный для каждого конкретного компонента.

Облагораживание свойств жидкостей глушения

Основным направлением развития технологий глушения скважин является улучшение свойств используемых композиций – исправление их недостатков посредством добавки специальных присадок и примесей. Выделяют несколько основных групп добавок, исходя из назначения:

  1. Компоненты, направленные на снижение коррозионной активности жидкости;

  2. Специальные добавки для регулирования свойств некоторых жидкостей;

  3. Присадки, направленные на уменьшение стремления жидкости к поглощению;

  4. Утяжеляющие примеси;

  5. Ингибиторы коррозии;

  6. Гидрофобизаторы.

  7. Ингибиторы солеотложений;

  8. Регуляторы технологических и реологических свойств;

  9. Комплексные и многофункциональные поверхностно-активные вещества;

  10. Эмульгаторы обратных эмульсий;

  11. Нейтрализаторы сероводорода.


Использование данных композиций позволяет заметно повысить качество жидкости глушения и самого процесса глушения скважины.

Снижение коррозионной активности жидкостей глушения и ингибиторы коррозии

На сегодняшний день наибольшую популярность для снижения коррозионной активности жидкости получили две добавки – свободный аммиак и гидроксид кальция. Добавка второго реагента может вызвать несовместимость с пластовой водой. Облагораживание жидкости аммиаком требует дополнительных мер безопасности и герметичности. По этой причине чаще всего пользуются не уменьшением коррозионной активности жидкости, а повышением соответствующей стойкости у труб. Это достигается за счет применения ингибиторов коррозии.

Добавка таких веществ как ИКБ-4, ХОСП-10, КПИ-3 и Нефтехим, даже в малых концентрациях позволяет снизить скорость коррозии в несколько раз. Защитные свойства ХОСП-10 усиливаются при добавке в состав хлористого натрия или соляной кислоты. Существующие модификации ХОСП-ЮА, ХОСП-ЮВ и др. лишены некоторых недостатков и превосходят оригинал по степени защиты [10].

Ингибитор коррозии КПИ-3 хорошо растворяется в воде и защищает стали от сероводородной коррозии. Температурный интервал применимости ингибитора составляет 20°С÷90°С, он малочувствителен к солям железа и предотвращает наводороживание. Максимальная степень защиты от серной кислоты составляет 99,2 %, от соляной и плавиковой 98% и 99,8% соответственно [11].

Основная особенность рассмотренных выше присадок в том, что при взаимодействии и совместном их использовании со смесью фурфурола происходит дополнительное увеличение защитных свойств, что является большим преимуществом при использовании данных присадок в агрессивных средах.

Также весьма эффективными и доступными на сегодняшний день являются ингибиторы под торговыми именами: СНПХ-1004, СОЮЗ-2000, Азол С1-130, КорМастер-1035. Выбор ингибитора коррозии следует производить исходя из температурного режима, агрессивности среды, источника коррозии и совместимости с другими компонентами в составе жидкости глушения, а также с учётом свойств пластовых флюидов.

Гидрофобизаторы

Использование гидрофобизаторов направлено на изменение типа смачиваемости призабойной зоны пласта. Этот технологический процесс уменьшает радиус измененной зоны, позволяет легче удалить кольматирующие остатки и предупреждает последующую гидратацию. Эффект от снижения поверхностного натяжения предотвращает образование стойких эмульсий, а также старение уже имеющихся, заметно уменьшается скорость набухания глин.

На сегодняшний день существует множество присадок данного типа, наиболее популярными из них можно считать ДОН-52, КТС-2, КТС-8, Синол-Кам, ИВВ-1, Нефтенол ГФ, РМД. Комплексный продукт ДОН-52 и его аналог ДОН-А 0934 представляют собой преимущественно углеводородорастворимые соли алифатических аминов с концентратом. Они смешиваются с водой в неограниченном количестве и сохраняют свои свойства вплоть до 95°С, pH раствора обычно не превышает 9, можно использовать при любой минерализации пластовой воды.

КТС-2 и КТС-8 представляют собой кремнийорганические добавки – подвижные жидкости с нейтральной реакцией среды. Продукты КТС характеризуются слабым гидролизом в водной среде с образованием мазеподобных гелей, легко растворяются в нефтях и не являются токсичными. Данная присадка также снижает водопроницаемость породы, исключает шелушение и пыление [12].

Синол-Кам – водный раствор смеси амфолитных и катионногенных поверхностно-активных компонентов. Обладает очень высоким показателем ингибирования гидратации глин. Помимо основного назначения выполняет функцию снижения температуры кристаллизации раствора [13].

Нефтенол ГФ представляет собой водный раствор четвертичных аммониевых солей. Образует водоотталкивающую пленку на породе, снижает фильтрацию через водонасыщенные каналы, дополнительно снижает коррозионную активность.

Выбор гидрофобизатора должен основываться на типе смачиваемости породы, минерализации пластовой воды, температуре и свойствах самой жидкости глушения.

Ингибиторы солеотложения

Отложения солей в скважине и на органах насоса весьма заметно сказывается на производительности и эффективности работы в целом. Удаление солеотложнений часто бывает осложнено и затруднено, поэтому гораздо эффективнее предупредить их появления, чем бороться с последствиями. Для этих целей используются специальные присадки – ингибиторы солеотложений, наибольшее распространение из которых получили следующие композиции: СНПХ-5311, 526 ОЭДФ-МА, НТФ, Синол-ИС 001, Акватэк 511, Нарлекс, ПАФ 13, Серво-367, ХПС-005, Инсан.

СНПХ-5311 представляет собой многокомпонентную смесь продуктов, содержащую азот и фосфор. Борется с отложениями солей карбоната кальция. Проявляет высокую противонакипную активность при высоких температурах и эффективно защищает органы насосов. Предотвращает отложения солей бария при концентрации до 30 мг/дм3. Хорошо растворяется в воде и частично ингибирует коррозию, малотоксичен и легок в применении. Не оказывает негативного влияния на пластовые флюиды [14].

Присадка ПАФ-13 и ее аналог ПАФ-13А представляют собой водный раствор полиаминометиленфосфонатов, предназначенных для предотвращения образования труднорастворимых солей, допускаются добавки формальдегида или кислых солей. Сохраняет свой эффект вплоть до 130 °С. Принцип действия реагента состоит в блокировании центров кристаллизации солей. Эффективность блокирования солей карбонатов начинается от 65%.

Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) характеризуется высокой химической устойчивостью, тяжелой гидратацией и хорошей растворимостью в воде. Вступает в хелатные комплексы с ионами металлов. ОЭДФ плохо справляется с массивными отложениями свыше 10кг/м2. Дополнительным положительным эффектом служит повышение проницаемости проконтактировавших пород [15].

НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота) хорошо ингибирует образование CaCO3, удовлетворительно справляется с сульфатными отложениями. Имеет большее число адсорбционных центров, чем ОЭДФ, гораздо более эффективна при большом количестве ионов солеобразующих элементов [16]. Дополнительным положительным эффектом служит повышение проницаемости проконтактировавших пород [15].

Синол-ИС 001 обладает свойством растворения карбонатных отложений и по эффективности сравним с 15%-ным раствором соляной кислоты, однако компонент обладает повышенной коррозионной активностью. Также ингибирует образование солей сульфатов. Не оказывает отрицательного влияния на разделение эмульсий и водоотделение. Дольше аналогов удерживается на контактирующих поверхностях, что непосредственно увеличивает защитный период. Имеет хорошую совместимость с другими технологическими жидкостями. Не оказывает негативного влияния на процесс подготовки и переработки пластовых флюидов [17].

Выбор ингибитора солеотложений следует начинать с определения природы солей и количества тех или иных солеобразующих ионов. Так, в избытке - HCO3- наиболее эффективными могут оказаться композиции Серво-367 и СНПХ-5314, однако при избытке Са2+ максимальную эффективность гарантируют присадки Нарлекс и СНПХ-5311. Возможно применение селективных ингибиторов специфических солей, например, смеси Инсан. Важными элементами при выборе примеси также являются термостабильность и совместимость с другими технологическими жидкостями и добавками.

Утяжелители

На сегодняшний день применяются классические утяжелители – глинопорошки, барит, сидерит, гематит, кальцит и др.

Барит представляет собой тяжелый шпат, инертный к химическим реакциям. Обладает низкой абразивной характеристикой и не токсичен, однако высокое влияние на качество реагента оказывает его чистота. Не растворяется в воде, кислотах и нефти, что при нарушении технологии может привести к серьезной кольматации ПЗП.

Сидеритовый утяжелитель лишен серьезного недостатка барита – данная композиция растворяется в кислоте. Коэффициент восстановления проницаемости 92-94% по сравнению с баритом 27-35%. Обладает хорошей совместимостью и может повлиять на реологические свойства жидкости. Абразивные свойства слабовыраженные.

Гематит имеет повышенную абразивность и способность намагничиваться к технологическому оборудованию, однако растворим в кислоте. Обладает седиментационной устойчивостью и не выпадает в осадок, является экологической добавкой. Обладает относительно высокими показателями активности, вступает в химические реакции.

Эмульгаторы обратных эмульсий

Обратная эмульсия — это коллоидная система с внешней углеводородной фазой. Ее использование не понижает фазовую проницаемость по нефти или газу, так как не возникает капиллярный эффект. Данный тип ЖГ позволят достичь большой плотности за счет утяжелителей. Также в эмульсию можно включить кислоты или другие добавки для проведения операции комплексного глушения. Обратные эмульсии отличаются высокой термостабильностью и низкой коррозионной активностью [18].

На сегодняшний день применение нашли такие эмульгаторы как Ялан-Э-1, Сонккор, Нефтенол НЗ и Нефтенол НЗБ, МР и др.

Ялан-Э-1 – это комплексный продукт, обладающий, помимо основной, функцией отмыва остаточной нефти и защиты от коррозии. Представляет собой раствор неионогенного поверхностно-активного вещества в углеводородном растворителе. Является нетоксичным и малоопасным веществом [19].

Комплексные добавки Нефтенол НЗ и Нефтенол НЗБ представляют собой углеводородные растворы сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот триэтаноламина. В модификацию НЗБ также входит дополнительная коллоидная система.

Описанные выше активные вещества и их аналоги необходимы в том случае, если выбрана технология с использованием обратной эмульсии, данные реагенты имеют стабилизирующие свойства, некоторые из них также обладают отмывающим действием.

Нейтрализаторы сероводорода

Данные реагенты необходимо применять в скважинах, осложненных большим количеством сероводорода. Помимо опасного влияния на персонал и негативного влияния на оборудования, многие жидкости глушения несовместимы с сероводородом и выпадают при контакте с последним в нерастворимый осадок, что приводит к существенному снижению эффективности глушения и коэффициента продуктивности скважины.

В настоящее время для данных целей используются следующие реагенты: МНБСК, 658 ПХБСК, производные ГМТА, ЖС-7, Фурфурол, Т66 и многочисленные комплексные химические соединения, например, n-ClC6H4SO2Na и др.

Помимо комплексных соединений и товарных марок все реагенты-поглотители можно классифицировать следующим образом:

  1. Регуляторы щелочности;

  2. Соединения хлора;

  3. Соединения железа;

  4. Соединения марганца;

  5. Соединения меди.

В основе действия любого из нейтрализаторов и поглотителей лежит следующая химическая реакция: реагенты необратимо образуют с сероводородом и меркаптанами новые соединения, которые уже не представляют такого вреда.

Реагент Т66 содержит в своем составе производные диоксана, связывающие H2S в химическое соединение.

Компонент ЖС-7 представляет собой композицию на основе окислов железа [20].

Стоит отметить, что в присутствии кислорода поглощение сероводорода присадками усиливаются вплоть до 100%.

Поверхностно-активные вещества

Добавка поверхностно-активных веществ (ПАВ) преследует множество целей: повышение нефтеотдачи, улучшение стабильности, очистка перфорационных отверстий, увеличение коэффициента восстановления проницаемости, снижение фильтрационной активности, регулирование физико-химических и реологических свойств жидкости глушения и т.д.

В современной нефтегазовой отрасли используется различные ПАВы для любой ситуации: ОП-10, Неонол, Дислован 411, Сульфунол, ДС-РАС, УФЭ, СНС, МЛ, ГКЖ-10, ЭС-2, Нефтенол К, Нефтенол ВВД, полимерные реагенты ПС и КРС, ГЛИТАЛ, КРЭМ, Лакрис, Сульфацелл, ЭКР-М, Реабур, КМК, ПСБ и др. [21,22].

Реагент под торговой маркой ОП-10 представляет собой неионогенное ПАВ, хорошо растворимое в воде и бензоле. Он обладает хорошими отмывающими и вспенивающими свойствами, может быть использован для очистки забоя скважины.

Неонол – нонилфениловый эфир нонаэтиленгликоля представляет собой белую пастообразную жидкость с щелочной реакцией среды, легко растворяется в воде. Имеет большой ряд модификаций и аналогов, в том числе и нефтерастовримых.

Сульфунол – хорошо растворим в воде, а также обладает вспенивающими свойствами, является эмульгатором первого рода. Проявляет хорошие смачивающие свойства. Модификация Сульфунол НП-1 растворима в спирте.

Полицелл-ЭКР(М) – лёгкий экструзивный крахмалосодержащий реагент, прекрасно проявляет себя в условиях рапопроявлений, либо в условиях соленосного разреза, оказывает влияние на реологические свойства жидкости.

ПАВ Реабур используются для обработки растворов без твердой фазы на минерализованной основе, также содержит крахмал.

Ряд реагентов торговой марки КРЭМ применяются в особо жестких горно-геологических условиях, обладают высокой стабильностью независимо от давления и температуры.

Добавка Глитал – совокупность высших жирных кислот и полиалкиленгликолей. Регулирует смазочные свойства жидкостей глушения, придает им ингибирующие свойства, уменьшает фильтрацию и регулирует реологические параметры. Часто применяется при необходимости задавки той или иной технологической жидкости в пласт.

Комплексная добавка Нефтенол К – представляет собой многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения. Благодаря этому состав снижает скорость коррозии, уменьшает межфазное и поверхностное натяжение, препятствует образованию вторичных осадков, замедляет скорость химических реакций, препятствует образованию стойких эмульсий при взаимодействии с пластовыми флюидами, обладает повышенной стойкости к температуре и минерализации, сохраняет и увеличивает продуктивность пластов, а также непосредственно снижает коррозионную активность растворов.

Помимо описанных выше ПАВов существует множество других присадок, отвечающих за регулирование тех или иных свойств. Использование реагентов данного типа позволяет регулировать множество параметров жидкости глушения, придавать им новые свойства и улучшать уже имеющиеся.

Зачастую, комплексные реагенты, такие как Нефтенол К или ГЛИТАЛ оказывают наибольший эффект при прочих равных по сравнению с однокомпонентными присадками. Выбор поверхностно-активного вещества следует начинать с проверки на совместимость и термостабильность, после чего следует обратить внимание на отмывающие свойства и взаимодействие с пластом и насыщающими его флюидами. Основной алгоритм выбора вещества, относящегося к классу поверхностно-активных, следующий [23]:

  1. Оценивается поверхностная активность и работа адсорбции с использованием уравнения Гиббса. При выборе реагента предпочтение следует отдавать тем из них, которые сильнее снижают поверхностное натяжение при меньших концентрациях;

  2. Оценивается степень устойчивости системы – время стабильного существования, площадь стабилизированной поверхности, диапазон устойчивых концентраций;

  3. Производится гидрофильно-липофильный баланс системы;

  4. После определения всех критериев изучается вопрос токсичности и разлагаемости агента.

Регуляторы технологических и реологических свойств жидкости

Присадки, относящиеся к данному типу веществ, созданы для изменения основных реологических свойств жидкости – динамического и статического напряжения сдвига, тиксотропных свойств, принадлежность той или иной жидкости к неньютоновским

Среди всего многообразия возможных присадок можно выделить следующие реагенты: крахмалы, карбоксиметилцелююлоза (КМЦ), различные биополимеры, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГЭЦ), кстантогеновая смола, гуар, полиакриламид (ПАА), полиокситилен (ПОЭ), КССБ (кондесировання сульфит-спиртовая барда), Полицелл КМЦ-М, Полицелл КМЦ-ТС, АКВАПАК, Хостадрилл 2825, Sepakoll 5158.

Данные добавки весьма эффективны и хорошо справляются с возложенными на них функциями. Среди прочих добавок выделяются Штокхаузен ГмбХ и его аналог Прастол 2530 -  данные реагенты обладают аномально высокими показателями статического и динамического напряжения сдвига, имеют свойства избирательной флокуляции, гелеобразования, регулирования реологических и физико-химических свойств жидкости глушения.

Применения гуара с каждым днем уменьшается, уступая место все более современным присадкам. Это связано с тем, что, несмотря на выполнение основных функций, данный реагент склонен к образованию нерастворимого осадка. Такие разработки как Полицелл КМЦ-М, Полицелл КМЦ-ТС, АКВАПАК, 776 Хостадрилл 2825, Sepakoll 5158 обладают повышенной термостойкостью и способны выдерживать температуры до 180°С, прекрасно регулируют фильтрационные и 778 реологические свойства жидкостей независимо от минерализации.

Особенностью кстантогеновой смолы является повышенная эффективность в малокальциевых растворах. КМЦ и КМЭЦ прекрасно проявляют себя при большой минерализации и pH < 8, преимуществом КМЭЦ является ее полная растворимость в соляной кислоте в отличие от КМЦ, что дает некоторое право на ошибку при задавке раствора в пласт. Выбор того или иного регулятора реологических свойств должен начинаться с установления совместимости компонента и определения термической стабильности.

Заключение

  1. В данной статье проанализированы основные технологические жидкости для операций глушения в ситуации аномально высокого пластового давления

  2. Рассмотрены такие типы присадок как: ингибиторы коррозии и солеотложения, гидрофобизаторы, утяжелители, эмульгаторы обратных эмульсий, ПАВы, а также регуляторы технологических свойств жидкости

  3. Наиболее эффективными составами глушения являются композиции на основе формиата цезия, однако их высокая стоимость не позволяет в промышленном масштабе использовать данные ЖГС. Оптимальную эффективность в условиях аномально высоких пластовых давлений демонстрируют составы на основе поташа (карбоната кальция).

 

   



Статья «Технологические жидкости для глушения эксплуатационных скважин, осложненных высокими пластовыми давлениями (+ аудио)» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№7, Июль 2022)

Авторы:
Комментарии

Читайте также