Литература(Разное)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Разное\
\Справочник специалиста

18       ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН

18.1. ВЫБОР ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ

      Жидкости глушения 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. Основные требования к жидкостям глушения состоят в том, чтобы они имели плотность, достаточную для обеспечения необходимого противодавления на пласт, обеспечивали    максимальное сохранение коллекторских свойств пласта, регулируемость технологических свойств (взрыво- и пожаро-безопасность, термостабильность) и успешное проведение различных операций, а также были технологичными в приготовлении и использовании. Глав­ные компоненты жидкостей глушения: жидкость (фильтрат), закупориваю­щие частицы, добавки различного назначения. Для низкопроницаемых коллекторов используются жидкости без твердой фазы. В частности, выбор концентрации добавок солей к воде для приготовле­ния различных жидкостей глушения с целью достижения ингибирования глин рекомендуется осуществлять в следующих пределах: 5 -10 % NaCl, 1-3 % СаС1₂, 1-3 % КС1. Плотность растворов (г/см³) может составлять: NaCl-1,0-1,17: СаС1₂ -1,0-1,39; смесь NaCl и СаС1₂ -1,2-1,4; КС1 -1,0-1,16; смесь СаС1₂ и СаВr₂ -1,4-1,81. Верхний предел плотности устанавливается ис­ходя из условий растворимости при рабочей температуре или из условий замерзания, или из условий создания необходимого противодавления на пласт. Скорость коррозии труб жидкостями глушения, считает­ся приемлемой и безопасной, если она составляет 0,125 мм в год. Наиболее распространенной в настоящее время при не аномально высо­ких пластовых давлениях жидкостью глушения является раствор NaCl . Широкому применению этой жидкости способствуют недефицитность и де­шевизна NaCl, его относительно хорошая растворимость в воде. Вместе с тем использование этих реагентов не обеспечивает сохране­ния, а тем более улучшения коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных терригенными отложениями. 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 последнее время на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» применяются новые перфорационные среды, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта вне зависимости от геолого-технологических условий в скважине.

Кислотные перфорационные среды.

Кислотные перфорационные среды готовятся на основе реагентов типа СПК (состав перфорационный кислый) и калий-натриевого состава «Лиман-800».

СПК – реагенты на основе ортофосфорной кислоты.

Составы СПК должны соответствовать требованиям и значениям, указанным в таблице 18.1.

Требования к реагентам СПК

Таблица 18.1.

№ п/п	Наименование показателя	Значение показателя
		СПК-150	СПК-350
1	Внешний вид	Вязкая жидкость от светло-коричневого до бурого цвета. Допускается присутствие мелко-дисперсной взвеси.
2	Массовая доля ортофосфорной кислоты (Н3РО4) по ГОСТ 10678-76, %	20-33	50-63
3	Водородный показатель рН 1%-го водного раствора (% мас.), не более	4	3
4	Поверхностное натяжение 3,5%-го водного раствора (% мас.) на границе с керосином, мН/м, не более	12	7
5	Плотность, кг/м3	Определяется, но не нормируется

«Лиман-800» молотая природная калийная соль, обработанная ингибиторами солеотложения. Производится по ТУ 2111-003-05778557-2000.

По физико-химическим показателям молотый сильвинит должен соответствовать  требованиям, указанным в таблице 18.2.

Физико-химическим показатели «Лиман-800»

Таблица 18.2.

№ п/п	Наименование показателя	Норма
1	Внешний вид	Кристаллы розового цвета с сероватым оттенком
2	Массовая доля хлористого калия, %, не менее	20
3	Массовая доля нерастворимого в воде остатка,  %, не более	3

Для приготовления жидкости глушения – ПАКР (поверхностно активный кислотный раствор) используется агрегат ЦА-320М, в мерниках которого путём гидравлического перемешивания водного раствора «Лиман-800» и реагента СПК –150(350) получают поверхностно активный кислотный раствор. 

Расход химреагентов для приготовления поверхностно активный кислотный раствор приведён в таблице 18.3.

Расход химреагентов для приготовления жидкостей глушения

и перфорационных жидкостей на основе СПК –150 (350)

Таблица 18.3.

№ п/п	Наименование химреагента	Назначение получаемой  жидкости	Расход химреагентов для приготовления 1 м3 жидкости, тн
1	СПК-350	Кислотно-перфорационная среда (КПС) на основе водного раствора сильвинита молотого «Лиман-800»	0,050
2	СПК-150	Поверхностно-активный кислотный раствор (ПАКР) для глушения скважины на основе водного раствора сильвинита молотого «Лиман-800»	0,015

 

Жидкости типа СНПХ-3100.

Во ВНИИнефтепромхиме разработана технологическая жидкость трех моди­фикаций типа СНПХ-3100 (СНПХ-3110, СНПХ-3120, СНПХ-3130), представ­ляющая собой композицию на водной основе и соответствующая требовани­ям ТУ ОП 13-028-1036-25-92. Показателижидкостей приведены в таблице 18.3.

Физико-химические свойства модификаций СНПХ-3100

Таблица 18.3.

Показатели	СНПХ-3110	СНПХ-3120	СНПХ-3130
Плотность при 20 °С, г/см3 Температура застывания, °С Вязкость, мм2/с, не выше	1,36 -25 50	1,25 -35 40	1,30 -30 50
Относительная фильтруемость  в  сравнении  с   раствором   хлорида   кальция плотностью 1,30 г/см3	0,005	0,004	0,005

Примечание. Водородный показатель рН = 6÷7.

Эффективное применение СНПХ-3100 в ка­честве жидкости глушения возможно при проницаемости пористой среды модели не выше 1,00 мкм². Скорость коррозии стали марки СтЗ в СНПХ-3110 составила 0,052 г/(м² ·ч), в СНПХ-3120 - 0,036 г/(м²·ч), в СНПХ-3130 —0,44 г/(м²·ч). Эти данные находятся на уровне показателей коррозионной активности хлорида кальция, скорость коррозии стали в ко­тором составляет в данных условиях 0,06 г/(м² · ч), и могут быть отнесены на основании классификации к слабоагрессивным реагентам. Все модификации СНПХ-3100 пожаро- и взрывобезопасны. В их соста­ве нет растворенного газа. Все они совместимы с пластовыми водами любой минерализации. Пороговая термостабильность, определенная по 5 %-ному изменению динамической вязкости химических реагентов, достигает 140 °С. По токсикологическим характеристикам все три модификации СНПХ-3100 относится к 4-му классу опасности. Продукты разрешены к применению в нефтяной отрасли.

Жидкости глушения для условий АВПД.

Жидкости, обеспечивающие необходимые репрессии на продуктивный пласт в условиях АВПД, — это концентрированные растворы бромидов цинка и кальция (плотности в пределах 1,7 —2,15 г/см³).

Композиция бромид кальция — бромид цинка имеет следующие параметры:

Плотность, г/см3	2,1-2,2
Массовая доля, %: бромида кальция	43-52
бромида цинка	19-28
Водородный показатель раствора	3,5-5,5
Динамическая вязкость, мПа∙с, не более	70

Композиция бромид кальция — бромид цинка смешивается без ограни­чения с пресной водой и раствором бромида кальция. При смешивании с пластовой минерализованной водой при низких температурах возможно не­значительное выделение менее растворимых солей типа хлорид натрия, хло­рид калия, хлорид магния и др. Структурными свойствами жидкости на основе бромидов цинка и каль­ция не обладают.

Физико-химические свойства композиции бромид кальция - бромид цинка и растворов бромида кальция приведены в таблице 18.4.

Таблица 18.4.

Наименование продукта	Химичес­кий сос­тав (мас­совая до­ля, %)	Плот­ность, кг/м3	Темпера­тура кипения, "С	Температура нача­ла кристаллиза­ции, °С
Растворы бромида кальция	СаВг2 (42,6)	1516	112,3	-58,8
	СаВг2 (48,5)	1613	118,2	-50
	СаВг2 (56,1)	1762	130,5	+ 1,0
	(56,1)
Композиция бромид кальция - бромид цинка	СаВг2 (50,38) ZnBr2 (21,45)	2165	155,3	+ 13

 

Плотность при температуре рассчитывается по формуле:

где ρ₂₀ и ρ_t, соответственно плотности жидкости при температуре 20 ^oС и t; Δt — изменение температуры, °С; β — коэффициент объемного расшире­ния.

            Коэффициент β для растворов плотностью 1,9 —2,15 г/см³ равен 3,1х10^-4 °С^-1, для растворов плотностью до 1,9 г/см³ составляет 3,6х10^-4 °С^-1 (композиция разбавлена раствором бромида кальция).

Растворы композиции бромид цинка — бромид кальция при плотнос­тях более 2,10 г/см³ близки к состоянию насыщенных, поэтому они имеют сравнительно высокие температуры начала кристаллизации. По мере разбавления водой (лучше — пресной) температура начала кристаллиза­ции снижается, достигая минимума при плотностях 1,80-1,90 г/см³. Разбавле­ние раствором бромида кальция (ρ = 1,70÷1,75 г/см³) дает меньшее снижение температуры кристаллизации.

Растворы композиции бромид цинка - бромид кальция как электроли­ты сравнительно сильные коррозионно-активные системы. Вместе с тем наличие пассивирующего влияния ионов цинка приводит в определенной степени к нивелированию их коррозионной агрессивности. Особенно это относится к низким температурам. При температуре 25 ^oС скорость коррозии СтЗ в рас­творе ZnBr₂ (21 %) — СаВг₂ (51 %) не превышает 0,07 мм/год. Увели­чение температуры процесса коррозии и разбавление раствора водой увели­чивают скорость растворения металла. При температуре 90 ^oС скорость кор­розии может достигать 0,6 мм/год — при отсутствии защиты в зависимости от состава композиции.