2.3. Жидкости глушения

Повышение качества ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах – это, в первую очередь обеспечение восстановления проницаемости ПЗП. Эти работы могут быть обеспечены двумя направлениями деятельности: разработкой составов жидкостей глушения и технологии, не оказывающих отрицательного влияния на нефтегазопроводность продуктивного пласта и ПЗП.

В России развитие получило пока только первое направление. В качестве жидкостей глушения скважин применяют буровые (глинистые) растворы, водные растворы минеральных солей (рассолы), растворы на углеводородной основе, пены.

Основные требования к ЖГ состоят в том, чтобы они не снижали проницаемости ПП и обеспечивали успешное проведение различных операций. Главные компоненты жидкостей глушения: жидкость (фильтрат), закупоривающие частицы, добавки различного назначения. Для низкопроницаемых коллекторов используются жидкости без твердой фазы.

После капитального или текущего ремонта почти во всех скважинах отмечается снижение продуктивности из-за загрязнения ПЗП. ЖГ должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине. Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического. Примером смешанного или химического воздействия является процесс глинизации пласта и его закупорки жидкостями. Механическое воздействие на пласт проявляется в закупорке пласта по стенке скважины и в призабойной зоне или в нарушении структуры пласта. Выбор ЖГ во многом определяется геолого-физическими условиями. Для выбора жидкости глушения на газовых площадях Кубани учитывают ряд факторов: снижение набухания глин, температуру замерзания, коррозийную стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, плотность, возможную опасность для персонала и окружающей среды. Уделяется внимание выбору жидкостей глушения в зависимости от ряда показателей назначения. В частности, выбор концентрации добавок солей к воде для приготовления различных жидкостей глушения с целью достижения ингибирования глин рекомендуется осуществлять в следующих пределах: для NаСl 5-10 %; СаС1₂ 1 - 4 %; КС1 1-3 %.

Плотность рассолов может составлять: NаС1 1-1,17; СаС1₂ 1-1,39; смесь NаС1 и СаС1₂ 1,2-1,4; КС1 1,0-1,16; смесь СаС1₂ и CaВr₂ 1,4-1,81 г/см³. Верхний предел плотности устанавливается, исходя из условий растворимости соли при рабочей температуре замерзания, или условий создания необходимого противодавления на пласт.

Скорость коррозии труб жидкостями глушения считается приемлемой и безопасной, если она составляет не более 0,125 мм в год.

Наиболее распространенной в настоящее время при неаномально высоких пластовых давлениях жидкостью глушения является раствор NаС1. Широкому применению этой жидкости способствуют недефицитность и дешевизна NаС1, его относительно хорошая растворимость в воде. Реже в качестве жидкости глушения используют водные растворы СаС1₂. Вместе с тем, в условиях низкопроницаемых заглинизированных коллекторов применение упомянутых жидкостей глушения приводит к значительному снижению продуктивности скважин после глушения, увеличению продолжительности процесса вызова притока после ремонта.

В качестве рабочих жидкостей для заканчивания и ремонта скважин, наряду с растворами NаС1, СаС1₂ используют растворы КС1, Nа₂SО₄, Nа₂СО₃, NаНСО₃, СаВr₂, К₂СО₃ и их смеси. Как показали проведенные в б.ВНИИКРнефти исследования для искусственных кернов (спрессованная смесь песка, 0,53 % глины, 3 % мела), значения  для растворов КСl, Nа₂SО₄, СН₄Сl, Nа₂СО₃, NaНСО₃, К₃РО₄ находятся в пределах 95-100 %, для СаВr₂ - до 85 %, для К₂СО₃ составляют 115-120 %.

Таким образом, из названных реагентов только раствор К₂СО₃ является обрабатывающим, способным не только восстанавливать, но и повышать проницаемость глинистого песчаника-коллектора. Причина этой способности у растворов К₂СО₃ объясняется высокой активностью ионов калия и относительно небольшим (например, по сравнению с ионом хлора у КС1) гидратным числом у иона СО₃. Поэтому при ионообмене с глинистыми минералами К₂СО₃ образует более тонкие (чем КСl) гидратные оболочки на глинистых частицах, чем обеспечивается повышение пористости и, соответственно, проницаемости заглинизированных песчаников.

К уменьшению толщины гидратных оболочек глинистых частиц приводит их обработка водными растворами комплексонов. В частности, в 1,6-1,7 раза уменьшается коэффициент набухания глин, обработанных 1 %-ным раствором НТФ, по сравнению с коэффициентом набухания глин в воде.

В качестве жидкостей глушения используются также пена, метанол, дизтопливо, сырая нефть, эмульсионные растворы, минерализованная различными добавками (КСl, NaCl, СaСl₂, СaВr₂) вода.

Нефть и нефтеэмульсионные растворы могут с успехом применяться в качестве жидкостей глушения в пластах с водочувствительными глинами. Однако повышенная пожароопасность и сложность приготовления являются причинами, препятствующими их широкому внедрению. По аналогичным и другим причинам не нашли распространения в качестве жидкостей глушения метанол и дизельное топливо.

Анализ регламентов на испытание скважин ряда производственных объединений России и СНГ показал, что в качестве жидкостей для глушения и перфорации скважин использовали: раствор СаСl₂ с добавкой мела и ПАВ («Укрнефть»), водный раствор ПАВ (там же), пластовая вода («Пермнефть», «Бе-лоруснефть»), ВИЭР («Татнефть», «Саратовнефтегаз»), раствор СаСl₂ с добавками ПАВ («Саратовнефтегаз»), ИЭР («Куйбышевнефть», «Юганскнефтегаз»), ИБР («Коминефть», «Нижневолжскнефть»), нефть и пена («Белоруснефть»). В ПО «Уренгойгазпром» реализованы многокомпонентные блокирующие растворы; результативно использованы рецептура и технология глушения газовых скважин морозостойкой пеной в условиях АНПД, применяются нефтеэмульсионные растворы.

Проведенный анализ источников научно-технической информации по жидкостям глушения позволяет сделать следующие выводы:

• на проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов существенное влияние оказывает химическая природа жидкости глушения;

• определяющим фактором в проблеме сохранения коллекторских свойств пласта, наряду с химической природой жидкости глушения, является наличие в ней механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм;

• наиболее технологичными и безопасными в применении из-за простоты приготовления и взрывобезопасности являются солевые растворы на водной основе без твердой фазы;

• разработка новых эффективных составов жидкостей глушения может осуществляться на основе водных растворов химических соединений с повышенными ингибирующими способностями по отношению к глинистой фазе коллектора, а также растворов на этой основе, содержащих растворимую твердую фазу;

• применение новых составов жидкостей глушения на водной основе «без твердой фазы» должно сопровождаться очисткой (используемого оборудования, скважины), при которой в призабойную зону исключается проникновение нерастворимых твердых мехпримессей с диаметром частиц 2 мкм.

Проблема наиболее полного использования добывных возможностей скважин в последние годы становится все более актуальной, так как условия разработки месторождений углеводородов усложняются в связи с вводом в эксплуатацию низкопродуктивных залежей. Основными условиями обеспечения наиболее полного решения этой задачи являются сохранение и улучшение коллекторских свойств ПЗП и пласта в процессе воздействия на них заканчивания и ремонта скважин. Решение этой задачи не может быть обеспечено без правильного выбора солевых составов, используемых в качестве жидкостей глушения и перфорации.

При проведении исследований для приготовления обрабатывающих жидкостей используются порошкообразные компоненты, поташ (К₂СО₃), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), хлористый натрий (NаСl), хлористый кальций (СаСl₂), технический пентаэритрит, который представляет собой смесь формиата натрия, пентаэритрита, бисульфита натрия и в небольших количествах сахаристых веществ. Смесь хорошо растворима в воде. Растворы технического пентаэритрита имеют низкую температуру замерзания.

Исследования эффективности воздействия солевых составов проводились на искусственном керновом материале и оценивались по коэффициентам восстановления проницаемости кернов. Для исследования были сформированы искусственные керны, содержащие глинистые минералы. Пригодность кернов к исследованию определялись по их начальной воздухопроницаемости. Определение коэффициента восстановления проницаемости проводилось на установке УИПК-1-М по следующей методике (согласно РД 39-0147009-510-85).

1. образец керна насыщается 3 %-ным раствором СаСl₂;

2. создается гидрообжим образца керна;

3. осуществляется фильтрация через образец керна трансформаторного масла (ГОСТ 982-80) с постоянной объемной скоростью Q = 0,05 см³/с;

4. после стабилизации фильтрации (20-30 мин.) определяется начальная маслопроницаемость образца:

где Q - объемная скорость фильтрации, м³/с;

 - вязкость трансформаторного масла, при 30°С  = 1,31 Пас;

l, Р - соответственно длина (в см) и площадь поперечного сечения (в см²) керна;

Р₀ - давление на входе в образец керна до его обработки солевым раствором, МПа;

5. образец керна насыщается испытываемым солевым раствором и выдерживается в течение заданного времени;

6. вытесняется солевой раствор трансформаторным маслом;

7. после стабилизации фильтрации определяется маслопроницаемость образца керна, обработанного солевым раствором, по вышеприведенной формуле, где вместо Р₀ берется Р, т.е. давление на входе образца керна.

Воздействие солевого раствора на керновый материал оценивают коэффициентом восстановления проницаемости В = (К₀/К₁)  100 % в соответствии с отраслевой инструкцией РД 39-0147009-510-85.

Наиболее перспективными в плане повышения естественной проницаемости кернового материала являются (табл. 2.8) солевые растворы на основе поташа (К₂СО₃). Удовлетворительные результаты дает использование в качестве жидкостей глушения растворов технического пентаэритрита. Однако он значительно уступает поташу в утяжеляющей способности и выпускается промышленностью в виде водного раствора плотностью 1,22-1,24 г/см³. Таким образом, исследования на искусственном керновом материале показали, что наибольшим эффектом по повышению исходной проницаемости кернового материала обладают солевые растворы на основе поташа. В настоящее время только растворы на основе К₂СО₃ являются обрабатывающим материалом, способным не только восстанавливать, но и повышать проницаемость глинистого песчаника.

Таблица 2.8.