Пены При низких пластовых давлениях составляющих менее половины

Пены При низких пластовых давлениях, составляющих менее половины гидростатического, для предотвращения загрязнения призабойной зоны положительные результаты дает применение трехфазных пен в качестве рабочих жидкостей для глушения скважин. Пены представляют собой дисперсные системы, состоящие из ячеек – пузырьков газа, разделенных пленкой жидкости. Газ рассматривается как дисперсная фаза, а жидкость — как непрерывная дисперсионная среда. Разделяющие пузырьки газа жидкие пленки образуют в совокупности пленочный каркас, являющийся основой пены.

Пенную систему характеризуют следующие свойства: n n n n пенообразующая способность раствора ПАВ — объем или высота столба пены, которая образуется из определенного объема пенообразующей жидкости при соблюдении заданных условий в течение данного времени; кратность пены — отношение объема пены к объему пенообразующей жидкости, пошедшей на ее образование; устойчивость или стабильность пены — время существования (жизни) элемента пены (отдельного пузырька, пленки) или определенного ее объема; плотность пены изменяется в широких пределах и зависит от плотности пенообразующей жидкости, степени аэрации α 0 и условий, в которых она определяется (давление, температура); коэффициент эжекции Vo — объем газа, приходящийся на единицу объема пенообразующей жидкости при давлении смешанного потока (в случае применения эжектора); пластическая прочность ρт или статическое напряжение сдвига Q(τ); прочность предельно разрушенной структуры, определяе мая на коническом пластометре или приборе СНС 2; дисперсность пен, которая может быть задана средним размером пузырька, распределением пузырьков по размерам или поверхностью раздела раствор — газ в единице объема пены.

Состав двухфазных пен Для освоения скважин и удаления продуктов кислотной реакции используются двухфазные водные и кислотные пены n n продукты реакции кислоты + пенообразователь: неионогенные ПАВ 0, 3 0, 5 % ОП 7, ОП 10, превоцелл; продукты реакции кислоты + пенообразователь: ДС РАС, дисолван, сульфонол, «Прогресс» , превоцелл, ОП 10 + метанол 20 – 40 %.

Физико-химические процессы, происходящие в призабойной зоне при проникновении пены в пласт, обуславливающие закупоривающие свойства пен : n n n разрушением гидратных слоев на твердой поверхности и частичной ее гидрофобизацией в результате адсорбции ПАВ; прилипанием пузырьков пены к гидрофобизованной поверхности поровых каналов; проявлением эффекта Жамена; электровязкостными свойствами пен; увеличением межфазной удельной поверхности при фильтрации пены через пористую среду. Наряду с высокими закупоривающими свойствами устойчивые пены обладают и низкой водоотдачей, а это значит, что и проникновение фильтрата в пласт будет значительно меньше, чем при использовании обычных жидкостей; водоотдача пен в 3 – 6 раз меньше, чем водоотдача исходных буровых растворов.

Схема глушения скважины трехфазной пеной I – газ; II – продуктивный пласт; III – трехфазная пена; IV – глинистый раствор; V - газоконденсат; VI – двухвазная пена.

ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ТРЕХФАЗНОЙ ПЕНОЙ (на примере газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края) Для того чтобы предотвратить проникновение пены в продуктивный пласт, сумма давления столба пены Ргп и давления на устье скважины Ру должна равняться пластовому давлению Рпл: Рзаб = Ргп + Ру = Рпл После закачивания пены скважина закрывается на время τ, достаточное для ее прогрева. При этом давление на устье скважины поддерживается постоянным (Ру = const), а давление на забое в результате структурообразо вания и других факторов снизиться до значения (рис. б) где Ру – давление на головке скважины; Ргп – гидростатическое давление столба пены высотой H 1; θ(τ) – статическое напряжение сдвига пены к моменту времени τ; D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны

Вследствие того, что не все давление, создаваемое столбом бурового раствора, передается на забой и что произойдет "зависание" бурового раствора и пены, фактическое давление (рис. е): После проведения необходимых ремонтных работ и спуска НКТ проводится освоение скважины двухфазной пеной. Перед освоением в межтрубное пространство закачивается газоконденсат. Забойное давление в момент восстановления циркуляции (рис д): Для разрушения пены, попавшей в пласт, и пены в стволе скважины производится закачка газоконденсата (рис. г)

Состав трехфазных пен n n Анионные ПАВ 1 1, 5 %: ПО 1 Д, «Прогресс» , ДС РАС, КЧНР и сульфонол; стабилизатор: КМЦ, ММЦ 0, 5 1, 0 %; высокодисперсная твердая фаза: бентонит 10 %. Анионные ПАВ повышают стабильность трехфазных пен, кото рая достигает 600 700 мин. Неионогенные ПАВ 1, 5 2 %; ОП 10, неонол; стабилизатор КМЦ; ММЦ 0, 5 1, 0 %; высокодисперсная твердая фаза: бентонит 2 10 %.

Повышение содержания высокодисперсной фазы (бентонита) увеличивает устойчивость трехфазных пен в 10 50 раз. Применение ОП 10 исключает выпадение в призабойной зоне осадка при контакте с пластовыми водами. Сульфонол 0, 2 0, 3 %; КМЦ 3, 5 %; известь пушонка, химически осажденный мел 0, 5 2, 0 %; вода все остальное Свойства: плотность 0, 9 1, 1 г/см 3; условная вязкость по ПВ 5 700 800 с; водоотдача 4 см за 30 мин. по ВМ 6 СНС 1/10 1, 5/3, 0 д. Па

Глушение скважин с применением концентрированных меловых суспензий Метод основан на способности последней в силу высокой дисперстности твердой фазы создавать в приствольной части пласта непроницаемый барьер, исключающий контактирование пород коллектора с рабочей жидкостью, находящейся в стволе скважины. При необходимости (после окончания ремонта) меловой барьер может быть разрушен солянокислотной обработкой, и гидродинамическая связь скважины с пластом восстанавливается.

Химически осажденный мел представляет собой тонкодисперсный, микрокристаллический порошок, получаемый в промышленности карбонизацией известкового молока Са(ОН)2 двуокисью углерода (СО 3). Содержание углекислого кальция колеблется в пределах 96 – 98 %, влажность составляет 1 1, 5 %. Содержание примесей, не растворимых в соляной кислоте, изменяется в пределах 0, 15 0, 2 %, что практически исключает возможность загрязнения коллектора продуктами реакции.

Состав и параметры меловой суспензии, используемой для перфорационных работ n n n мел химически осажденный — 30 32 %; пластовая вода — 65 67 %; КМЦ 500 — 2, 5 %. Параметры (в нормальных условиях): плотность 1, 25 1, 26 г/см 3, вязкость (условная) 400 600 с, водоотдача 10 12 см 3 за 30 мин. , СНС 4 6 д. Па, стабильность 0, 02 г/см 3, суточный отстой 0, 3 %. После термостатирования (100 140°С): 1, 22 1, 26 г/см 3, вязкость по ПВ 5 200 300 с. , водоотдача 12 14 см 3 за 30 мин. , стабильность 0, 01 г/см 3, суточный отстой 0, 3 %.

Порядок приготовления суспензии n n n После определения необходимого количества суспензии и выбора ее состава в 50 % общего объема воды растворяют КМЦ до получения однородной по вязкости массы. При использовании воронки или гидросмесителя для этого достаточно 30 мин. В оставшихся 50 % воды затворяют мел. При помощи гидросмесителя интенсивно перемешивают получившуюся суспензию в течение 30 мин. Оба раствора смешивают и, перемешивая в течение 1 часа, добиваются необходимых параметров.

На Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем газоконденсатных месторождениях для этих же целей широко применялись блокирующие инвертные дисперсии типа "Дисин" на меловой основе (ИМД) и "Эмультон" на основе органобентонитовой глины с регулируемой коллоидной структурой, плотностью в пределах 940 1450 кг/м 3, эффективной вязкостью 340 1810 Па·с, статическим напряжением сдвига СНС 1/10 = 35/55 и 125/180 д. Па через 1 и 10 мин, соответственно, и фильтратоотдачей около 0 см 3/30 мин [179]. Однако, из за снижения пластового давления до 0, 6 0, 4 от нормального гидростатического, высокого темпа обводнения скважин и разрушения ПЗС эти технологические жидкости уже не обеспечивают качественного глушения скважин.

Использование доступных материалов (минеральные соли, щелочи, органические ПАВ, торф, мел, органобентониты, конденсат, нефть, нефтепродукты и т. п. ) чаще приводит к ухудшению результатов процесса глушения и послеремонтного освоения скважин, наносит экологический ущерб окружающей среде из за неудовлетворительных токсикологических свойств и низкой их биоразлагаемости. Например, на Уренгойском ГКМ расход жидкости глушения на одну скважино операцию составил 1106 1700 м 3 (превышение объема скважины в 28 42, 5 раз), а затраты времени на ликвидацию осложнений из за некачественного глушения составили 1404 1556 вахто часов [183]. Кроме того, пожароопасность систем на углеводородной основе и низкая морозостойкость известных технологических растворов создает трудности при работе с ними в суровых климатических условиях Западной Сибири.

Сотрудниками ООО «НТЦ Современные газовые системные технологии» предложена комплексная технология эффективного глушения скважин в условиях высокопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений при прогрессирующем обводнении и разрушении призабойной зоны скважин Глушение скважин с использованием облегчённых инвертных дисперсий включает промывку скважины водно спиртовым раствором ПАВ, закачивание в околоскважинную зону мицеллярного углеводородного раствора ПАВ, блокирование пласта структурированной высоковязкой дисперсией (с плотностью не более 650 кг/м 3) и заполнение ствола скважины маловязкой ОИД.

В качестве жидкости глушения используют растворы неионогенных ПАВ (типа «Неонол АФ 9 4» или «Фосфатидин» ) в конденсате или другой углеводородной жидкости с небольшими добавками спиртов (метанол, этанол, изопропанол, сивушные масла). Объем буферного раствора выбирается из расчета 0, 5 1, 0 м 3 на каждый метр перфорированной мощности продуктивного пласта при концентрации ПАВ 0, 2 0, 4 %. Концентрация вводимых солей определяется необходимостью достижения в пластовых условиях низкого межфазного натяжения на границе раздела "раствор ПАВ пластовые флюиды" и получения стабильных микроэмульсий. При достижении поршнеобразного задавливания мицеллярного раствора в пласт плотность последнего не регламентируется.

Блокирующий состав на основе хлористого кальция Основными компонентами состава являются: хлористый кальций, соль аммония, водорастворимый полимер и поверхностно активное вещество. По структуре состав представляет собой гель с конденсируемой твердой фазой. Работоспособен при температуре в скважинах до 160 о С. Гелеобразный состав обладает нулевой водоотдачей, "не текуч" в статическом состоянии и не проникает в поры горных пород проницаемостью 0, 5 1, 5 мкм 2 при перепаде давления 3 5 МПа, динамическая вязкость более 1500 м. Па с.

Блокирующий состав на основе высокомодульных силикатов Гелеобразующая жидкость на основе высокомодульных силикатов содержит кремнезоль или полисиликат, волокнис тый наполнитель (ВНЦ), карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), неионогенное поверхностно активное вещество (Неонол АФ 9 12) и раствор хлористого кальция. Блокирующая жидкость имеет высокие блокирующие свойства, позволяющие выдерживать перепады давления в системе скважина пласт более 20, 0 МПа при сохранении проницаемости, близкой к начальной, после деблокирования. Жидкость удаляется без дополнительных обработок при депрессии на пласт 0, 1 2, 0 МПа. Динамическая вязкость более 1500 м. Па с, нулевая водоотдача. Положительным качеством является его гидрофобность.

Временное блокирование скважин с применением пенных систем с наполнителем в условиях АНПД (Сев. Кап. НИПИгаз) С целью исключения поглощения и снижения проницаемости призабойной зоны при глушении скважин с АНПД в Сев. Кав. НИПИгазе разработан блокирующий состав, представляющий собой пенную систему на основе незамерзающей пено образующей жидкости (НПОЖ) с наполнителем (Поллицел ЦИС или Поллицел Ф).

Состав незамерзающей пенообразующей жидкости n n n лигносульфанат (ЛСТП – 1 или КССБ, или ФХЛС); хлористых кальций двуводный или безводный; углеводородная жидкость – газовый конденсат или дизтопливо; вода; наполнитель – Поллицел–Ф или Поллицел–ЦИС. Объем незамерзающей пенообразующей жидкости НПОЖ рассчитан из условия, чтобы гидростатическое давление этой жидкости создавало противодавление на пласт с коэффициентом 1, 15 1, 20.

Схема глушения скважины пеной с наполнителем

При очистке колонны достаточно большой длинны, со значительными отложениями песка следует контролировать выход жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если обратная циркуляция уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднять колонну, не снижая расход закачки жидкости до возобновления циркуляции. В таких скважинах во избежания вредного воздействия на продуктивный пласт рекомендуется проводить промывку на депрессии. Наличие твёрдых частиц в промывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству приводит к повышению гидростатического давления на забой. При увеличении гидростатического давления технологическая жидкость будет уходить в пласт. При этом её расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последнего постоянно будет возрастать, что повлечёт за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдёт полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдёт прихват колонны гибких труб.

Практика показала, что водные растворы ПАВ отмывают, но не позволяют полностью очистить забой скважины от крупных частиц осадка (песка, окалины железа, крупных обломков цемента, карбоната и др). Поэтому эту операцию можно рассматривать только как первый этап качественной промывки ствола скважины. Следующим этапом является промывка скважины раствором повышенной несущей способности. После достижения забоя промывочным инструментом и промывки скважины до чистой тех. воды рекомендуется добавить в промывочную жидкость КМЦ.

Характеристика промывочной жидкости Плотност при 200 С, КГ/м 3 Динамиче кая вязкость, м. Па*с Скорость падения песка см/с Во сколько раз замедлилась скорость падения песка по сравнению с водой м/ч Вода 1000 1, 01 15, 67 564, 1 Н 2 О+2%КМЦ 700 1007 54, 12 1, 30 46, 8 12, 05 Н 2 О+2%КМЦ 700 + 5% Na. Cl 1041 54, 76 0, 96 34, 6 16, 32 Н 2 О+2%КМЦ 700 + 10% Na. Cl 1077 51, 42 0, 98 35, 3 15, 99 Н 2 О+2%КМЦ 700 + 15% Na. Cl 1116 59, 66 0, 89 32, 0 17, 61

Помимо описанных используют сжимаемые жидкости, содержащие газ. К ним с определённой условностью могут быть отнесены и пены, поскольку они представляют собой газожидкостную эмульсию. Использование пены в качестве промывочной жидкости обусловлено снизить гидростатическое давление на пласт при выполнении технологических операций. Если включить в качестве компонента газовую фазу, то частицы удаляются очень эффективно. Добавление газовой фазы к объемному газосодержанию фракций (50%) при стационарном циркулировании воды может улучшить очистку ствола скважины при использовании гибкой трубы на 50%. Особенно эффективно введение в очистку газовой фазы в низконапорных пластах и в тех случаях, если существуют ограничения из за гидростатических условий.

Если в результате некачественного вскрытия пласта проницаемость коллектора значительно снижается, то путем воздействия высокой депрессии нельзя устранить отрицательного влияния проникших в призабойную зону пласта больших количеств жидкой и твердых фаз промывочной жидкости. При чрезмерно высоких депрессиях в лучшем случае можно вызвать приток жидкости и газа из наиболее проницаемых пластов и прослоев, т. е. с начала освоения скважины создается условия для неравномерной выработки всей продуктивной части пласта. Одновременно с этим высокие депрессии, допускаемые в процессе освоения скважин будут способствовать созданию благоприятных условий для возникновения осложнений, значительная часть которых имеет необратимый характер, а отрицательное влияние их в полной мере можно обнаружить лишь в процессе эксплуатации скважин.

Освоение скважин пенными системами с установкой "НТ" дает положительный эффект, но требует значительных затрат времени и не дает ожидаемых результатов из за загрязненности ПЗП. Воздействия на ПЗП предлагается осуществлять за счет генерирования в потоке, прокачиваемой по циркуляционной системе жидкости высокочастотных импульсов давления. На основе эффекта «трубы Вентури» и аномального усиления ударных вол в пенах разработан гидродинамический вихревой генератор. Устройством оборудуется низ непрерывной трубы, направление действия в горизонтальной плоскости позволяет воздействовать на стенки скважины, максимально приблизив источник колебаний к ПЗП. Чередующиеся гидроимпульсные вихревые потоки с постоянной депрессией на пласт создают переменные репрессивно депрессионные воздействия на приствольную зону пласта.

Принципиальная схема предлагаемого вихревого гидродинамического генератора двухстороннего действия А-А А А

Жидкость попадая в узкую прорезь начинает вращаться образуя вихревую воронку, при этом из за сужения проходного сечения пузырьки газа находящиеся в жидкости сжимаются, а в следующий момент продвигаясь к выходу резко расширяются. Эффект возрастает за счет использования упругих свойств гетерогенной жидкости, а именно: газожидкостной смеси, пены, дающей возможность аккумулировать потенциальную энергию от многократного сжатия. Волны от данного устройства распространяются на стенки скважин, проникая в перфорационные отверстия и поры пласта, декольматируя их. Одновременно с этим происходит генерирование мелкодисперсной устойчивой пены.

Опытные испытания показали, что после обработки образцов керна вихревым гидроимпульсным генератором происходит восстановление проницаемости на 30 40 % ближе к первоначальной, чем у образцов просто промываемых пресной водой. Также из за высокочастотной вибрации происходит снижение вязкости нефти, что снижает вероятность прорыва подошвенных вод и дает предпосылки к равномерной выработке запасов. Технология использования предлагаемого вихревого гидродинамического генератора двух стороннего действия при освоении пеной, прошло испытание на скважине, где продуктивные отложения с переслаиванием трещиновато поровых песчаников и глин. Результаты освоения скважин показали увеличение их дебитов, а также снижение времени освоения и отработки скважин.