Технологические жидкости для удаления глинисто-песчаных пробок

Глава 5

УдалениЕ глинисто-песчаных и жидкостных пробок

Способы предупреждения образования и удаления глинисто-песчаных

И жидкостных пробок

Одним из способов сохранения устойчивости ПЗП и предупреждения образования глинисто-песчаных пробок является применение технологических жидкостей, обладающих способностью временного блокирования продуктивного пласта при проведении ремонтно-восстановительных работ. Особенно эффективно этот способ может быть реализован в условиях АНПД, когда велика опасность попадания в коллектор значительных объемов бурового раствора и негативного его влияния на устойчивость пород ПЗП. Для этих целей в практике широко используются силикатосодержащие технологические жидкости, однако многообразие условий их применения сохраняет задачу успешного их применения актуальной [2]. Большинство зарубежных и отечественных фирм используют для этой цели буровые растворы, которые пригодны для условий высоких пластовых давлений.

Основными требованиями к технологии и специальным жидкостям для удаления глинисто-песчаных пробок в условиях АНПД являются:

- возможность промывки глинисто-песчаных пробок в широком диапазоне изменения коэффициента аномальности пластовых давлений 0,5 < К_а< 1,5;

- возможность промывки глинисто-песчаных пробок, как с применением установки гибких труб, так и при спуске обычных колонн НКТ с помощью передвижных подъемных агрегатов;

- предотвращение поглощений специальных жидкостей продуктивным пластом в процессе удаления глинисто-песчаных пробок.

Специальные жидкости для промывки глинисто-песчаных пробок должны обладать высокой транспортирующей выносной способностью, низкой фильтруемостью в пласт, быть технологичными в приготовлении и регенерации, пожаробезопасными и обладать сравнительно невысокой стоимостью.

На поздней стадии разработки газовых месторождений возникают объективные осложнения, связанные с осаждением капельной жидкости при низких скоростях восходящего потока газа и накоплением ее на забое скважины.

Минимальный дебит по газу, при котором возможен непрерывный вынос пластовой жидкости с забоя скважины, определяется по известной формуле [154].

(5.1)

где Q - дебит по газу, м³/сут;

d - внутренний диаметр труб лифтовой колонны, м;

Т - температура газа, К;

Z - коэффициент сверхсжимаемости;

Р - давление в начале лифтовой колонны труб, МПа.

Минимальная скорость газожидкостного потока, при которой еще возможен вынос пластовой жидкости с забоя скважин, составляет V_к_p≈ 5 м/с.

Успешность технологии удаления пластовой жидкости с забоев скважин с использованием ПАВ связана с необходимостью оценки возможных объемов добываемой пластовой жидкости. Достоинства данного метода удаления жидкости отражены в ряде работ, например, в патенте РФ № 1573142 или в справочнике [155, 156].

Эффективность данного метода резко увеличивается, если есть возможность ввода ПАВ в скважину без ее глушения. Недостаток - сложный подбор реагентов с учетом конкретных пластовых условий, химического состава жидкости, температуры и др. Однако характерным для всех реагентов является снижение эффективности выноса жидкости с увеличением ее минерализации.

Способ ввода ПАВ в скважину также влияет на эффективность удаления пластовой жидкости. Периодический ввод ПАВ при недостаточно высоком уровне в кольцевом пространстве пластовой жидкости, приводит к недостаточной концентрации реагента в зоне перфорации.

Применение ПАВ в виде стержней (шашек), вводимых в скважину через лубрикатор, решает задачу по доставке реагента непосредственно в зону перфорации. Такие стержни способны работать в скважине с высоким уровнем жидкости в лифтовой колонне. Однако опыт применения ПАВ в виде стержней на Тахта-Кугультинском и Петровско-Благодарненском месторождениях (патенты РФ№ 2058476 и № 2065027 [157. 158]) показывает, что максимальный эффект работы одной зарядки - месяц, что требует постоянного контроля за ведением технологического процесса.

Перспективны способы воздействия на ПЗП с помощью диспергирующих устройств, принцип работы которых достаточно полно отражен в ряде источников [159-166] и основан на дроблении капелек жидкости при турбулизации и увеличении скорости газожидкостного потока за счет уменьшения сечения потока, по сравнению с сечением основного канала лифтовой колонны труб. Наибольшее распространение получили диспергаторы в виде штуцеров со свободным каналом и каналом, оснащаемым седлом под шар (патент РФ № 1155728 [167]).

Диспергаторы с седлами и шаровыми клапанами устанавливаются в составе лифтовой колонны труб на расчетной глубине. Достоинством таких устройств является предотвращение поступления на забой скважины жидкости, стекающей по стенкам труб лифтовой колонны после остановки подачи газа, что исключает закупоривание продуктивного пласта и улучшает повторный запуск скважины в эксплуатацию.

Анализ перечисленных выше проблем позволяет констатировать следующее:

- особенности горно-геологических условий продуктивных коллекторов газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири, интенсивность их эксплуатации обусловливают высокий темп перемещения ГВК, дифференцированное внедрение контурных и подошвенных вод в газовую часть продуктивного пласта;

- в большинстве эксплуатационных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири существуют условия для активного гидратообразования;

- внедрение вод в газовую часть коллектора и процессы гидратообразования являются основными причинами разрушения слабосцементированных пород коллектора, образования глинисто-песчаных и гидратных пробок в эксплуатационных скважинах, резкого снижения их дебитов.

Следовательно, решение задач, направленных на предупреждение образования и ликвидацию забойных пробок, как глинисто-песчаных, так и жидкостных, представляет собой важную проблему.

К числу таких задач следует отнести:

- создание новых составов технологических жидкостей для промывки глинисто-песчаных пробок;

- разработка эффективных технологий промывки глинисто-песчаных пробок, в том числе для горизонтальных скважин;

- создание технологических жидкостей, обладающих способностью временного блокирования продуктивного пласта, с целью сохранения его устойчивости и предупреждения образования глинисто-песчаных пробок;

- разработка технологических средств, обеспечивающих удаление воды с забоя скважины за счет спуска и установки диспергаторов без предварительного глушения скважины.

Технологические жидкости для удаления глинисто-песчаных пробок

В настоящее время промывка глинисто-песчаных пробок осуществляется как традиционным способом, то есть с предварительным глушением скважины, так и способом, исключающим необходимость глушения скважины. Удаление пробки без предварительного глушения скважины позволяет существенно сократить время и средства на проведение такого ремонта. Вместе с тем, широкое распространение первого способа делает необходимым дальнейшие исследования негативного влияния процедуры глушения на продуктивный пласт, подбора составов технологических жидкостей, исключающих значительное его загрязнение. С этой целью могут быть использованы жидкости, обладающие способностью временного блокирования продуктивного пласта.

При всем многообразии составов и методов временного блокирования продуктивного пласта проблема остается актуальной, особенно для месторождений севера Западной Сибири, где интенсивная добыча газа и нефти в значительной степени осложнила горно-геологические и гидродинамические условия в скважинах.

В последние годы в мировой практике широко применяются силикатсодержащие материалы. Механизм селективного воздействия водорастворимых силикатов обусловлен их способностью к гелеобразованию в присутствии ионов поливалентных металлов, содержащихся в пластовых водах. В связи с низкой минерализацией пластовых вод большинства месторождений севера Западной Сибири (в среднем 20 г/л) до последнего времени силикаты щелочных металлов, представленные в нашей стране преимущественно жидким стеклом, (натриевым и калиевым), не находили широкого применения из-за недостаточно высокой их эффективности. Разработка и промышленный выпуск высокомодульных силикатных систем позволяет использовать их в качестве изолирующих агентов на месторождениях с любой минерализацией пластовых вод.

Использование водорастворимых высокомодульных силикатов основано на использовании свойств кремнезёмной составляющей, в то время как катионы могут быть заменены или выведены в конечном продукте из системы, что происходит во многих случаях применения силикатов четвертичного аммония. Технологические свойства водных растворов, богатых кремнеземом, существенно отличаются от свойств низкомодульных систем, так же как и свойства композиций, образующихся в результате гелеобразования полисиликатных растворов и золей.

Поэтому, в отличие от гидрогелей, получаемых из жидкого cтекла, применение высокомодульных силикатов имеет ряд преимуществ:

- высокая (до 250 °С) температурная устойчивость гидрогелей высокомодульных силикатов;

- повышенная прочность гелей к сдвиговым и сжимающим нагрузкам;

- возможность образовывать гели с заданной прочностью в период от нескольких минут - до нескольких месяцев в интервале значений рН - 2-10.

К высокомодульным водным силикатным системам относятся водные силикатные системы с силикатным модулем выше 4 [168].

Высокомодульные щелочные силикатные системы можно условно разделить на две группы. Системы с силикатным модулем выше 25 обычно называют золями. Это растворы с частицами кремнезема коллоидных размеров, стабилизированные щелочами. Другая группа образует так называемые полисиликатные растворы с модулем от 4 до 25, которые являются переходными от истинных растворов к коллоидным. Полисиликатные растворы натрия или калия характеризуются низкой устойчивостью. Устойчивость указанных систем, помимо других факторов, зависит от концентрации кремнезема в системе [169].

Вопросу гелеобразования в золях кремневой кислоты посвящено много работ, однако механизм этого процесса до сих пор не ясен.

Наибольшее распространение получила мицеллярная или «фибриллярная» теория, разработанная Керром, Дилером и др. [170]. По ней кремнегель образуется в результате последовательной химической конденсации низкомолекулярных кремниевых кислот, сопровождающейся выделением воды. Цепи конденсированных поликремниевых кислот соединяются перекрестными связями, образуя эластичную структуру, способную, благодаря капиллярным силам, удерживать большое количество воды.

Процесс получения геля может быть представлен следующей схемой [169]:

Si(OH)₄ полимеризация агрегация

В целом, чтобы получить гель с заданными свойствами, необходимо контролировать процесс агрегации частиц. В связи с этим гелеобразование высокомодульных силикатных систем легко регулируется в широком диапазоне концентраций и рН, а образующиеся гели обладают необходимыми реологическими свойствами [171].

Известен состав на основе хлористого кальция, полиакриламида марки Smectex, отходов себациновой кислоты, алкилбензолсульфоната и воды (патент № 2078906), который обладает сравнительно низким блокирующим эффектом из-за неоднородности формирующегося геля, обусловленного коагуляцией ПАВ марки Smectex под действием катионов кальция (условное давление блокирования 4,8 МПа, а прочность блокирующего экрана 0,4 МПа/см).

Состав на основе незамерзающей пенообразующей жидкости с ТЩН (патент РФ № 1398510) имеет удовлетворительные блокирующие свойства. Частички торфа, содержащиеся в ТЩН, образуют достаточно прочную корку, но она в определенной степени проницаема для жидкой фазы.

Известны силикатосодержащие композиции «Сплином ВН» и «Сплином ВН-М» (патент РФ 2078906), которые представляют собой коллоидные растворы кремнезема в воде, в которых частицы кремнезема равномерно распределены: и стабилизированы соединениями щелочных металлов (NaOH, КОН и др.). Эти составы выпускаются в промышленном масштабе НПЦ «НОМАК» по ТУ 2145-014-13002578-94 и имеют физико-химические показатели, которые представлены в табл. 5.1.

В них в качестве неионогенного ПАВ применяется Неонол АФ_9-12 по ТУ 38.507-63-300-93, Синтанол ДС-10 по ТУ 6-14-577-77 и ОП-10 по ГОСТ 8433-81. Сшивающим агентом или гелеобразователем в составе является пластовая вода или, ионы металлов, содержащиеся в пластовой воде [172].

Таблица 5.1

Физико-химические показатели

высокомодульных силикатосодержащих материалов

Наименование показателя	Кремнезоль «Силином ВН»	Полисиликат «Силином ВН-М»
Содержание диоксида кремния SiO₂, г/л	310-370	200-280
Содержание оксида натрия Na₂O, г/л	4,0-10,0	50,0-66,0
Силикатный мо дуль	35-80	4,2-6,2
рН при 20⁰С.	9,5-11,5	10,5-11,5
Плотность, кг/м³	1180-1205	1190-1250
Кинематическая вязкость, сст	10,0	15,0
Морозостойкость, количество циклов	-	3,0

Для условий АНПД наиболее подходящими являются пенные системы. Составы и свойства пенных систем, содержащих стабилизатор КМЦ, углеводород - ОММ, алюмохлорид и анионактивное ПАВ, представлены в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Составы и свойства рекомендуемых пенных систем

Состав	Параметры пены и ПОЖ
Состав	плот-ность, кг/м³	крат-ность (К)	устойчи-вость (S), с/м²	водо-отдача ПОЖ (Ф), см³/ 30мин	пласти-ческая вязкость (η), Па·с	динами- ческое напряжение сдвига (τ), Па·с	стати-ческое напряжение сдвига (СНС_1/10мин), Па
ОММ, полимер, АПАВ и вода	440	3,5	91,5	6	0,13	4,0	0,5/0,8
Алюмохлорид, полимер, АПАВ и вода	300	5	58	8	0,8	3,0	0,4/0,6

По мере удаления пена и/или ПОЖ будет входить в контакт с породой продуктивного пласта, поэтому важным представляется оценка «загрязняющего» ее воздействия на коллектор. Обычно для этого используется коэффициент восстановления проницаемости, представляющий отношение проницаемости образца породы (керна) после и до воздействия на него жидкости промывки.

Важным параметром пенной системы является ее пескоудерживающая способность, хотя в настоящее время нет стандартной методики оценки способности пенных систем удерживать во взвешенном состоянии частицы песка и глины.

Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 587; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!