Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА И ИЗОЛЯЦИЯ ВОД
Проблема ограничения притока и изоляции вод непосредственно связана с вопросами регулирования их продвижения при эксплуатации залежи, интенсификации добычи нефти и газа, а также предотвращения внедрения в продуктивную залежь посторонних напорных вод. В дальнейшем эту проблему для краткости будем называть изоляция вод.
В процессе эксплуатации залежи после отбора из нее некоторого запаса нефти (газа) в добывающих скважинах появляется вода: контурная, подошвенная, посторонняя (нижняя, верхняя), пропластковая.
Прорывы посторонних вод, расположенных выше кровли или ниже подошвы продуктивного пласта, опасны для залежи. Преждевременный их прорыв может происходить вследствие неплотного цементного кольца за обсадной колонной, пропуска цементного стакана в нижней части колонны, наконец, неплотности резьбовых соединений и повреждения эксплуатационной колонны. Чаще всего прорыв посторонних вод происходит в результате неплотности цементного кольца за обсадной колонной как в процессе освоения скважины, так и после некоторого периода ее эксплуатации. Если пластовое давление водоносной залежи выше, чем в продуктивном пласте, то после прорыва посторонней воды скважину нельзя останавливать во избежание проникновения в продуктивную часть пласта воды. Поэтому ее следует эксплуатировать с целью дренирования водоносного пласта, а также предотвращения попадания посторонней воды в продуктивную залежь.
ТЕХНОЛОГИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН ПОД ДАВЛЕНИЕМ
Посторонние воды (верхние и нижние), как правило, изолируют путем цементирования скважины под давлением через фильтр, если нет опасения засорить продуктивный пласт, или через специальные отверстия, которые перфорируют против глин, расположенных выше или ниже кровли пласта. В этом случае число специальных перфорируемых отверстий не превышает 1—3 по той причине, чтобы не ослаблять колонну и не создавать дополнительный источник прорыва посторонней воды. При цементировании под давлением с целью надежной изоляции посторонних вод необходимо выполнять несколько важнейших условий, которые могут гарантировать высокое качество работы.
ОБ ЬЕМ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДЫ
Если водоносный пласт высокопроницаемый, а давление в нем не 8Ь1ше гидростатического, нетрудно изолировать воду путем цементирования скважины под давлением. В таких условиях цементный раствор закачивают в несколько приемов, так как за один прием нельзя зака-цать большое количество этого раствора, если даже заведомо известно.
117
что весь объем будет поглощен пластом. Объясняется это тем, что часто в процессе закачки цементного раствора при высокой приемистости пласта давление мгновенно повышается и большая часть его остается в скважине. Удаление же из скважины путем вымыва больших количеств цементного раствора до начала его схватывания порой связано с большими трудностями. Поэтому ^о время цементирования под давлением, независимо от приемистости призабойной зоны пласта, максимальный объем цементного раствора принимают из расчета возможности его полного удаления из скважины путем вымыва обратным способом (обратной промывкой) до наступления времени начала его схватывания. Совершенно очевидно, что должно быть учтено еще одно важное условие-максимальное давление вымыва должно быть согласовано с допустимыми давлениями на эксплуатационную колонну. С учетом этих условий и определяют максимальный объем цементного раствора, который может быть закачан за один прием в скважину для проведения процесса цементирования под давлением. В необходимых случаях в качестве жидкости для вымыва можно применять меловой раствор или хлоркальциевую воду плотностью 1,2—1,3 г/см3.
СХЕМА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ПОД ДАВЛЕНИЕМ
Цементирование скважин под давлением обычно осуществляют по двум схемам: с оставлением цементного стакана выше перфорационных отверстий, который в дальнейшем разбуривают; без оставления цементного стакана. По обеим схемам после прЪмывки скважины водой и выполнения других подготовительных работ заливочные насосно-компрес-сорные трубы устанавливают на 10—15 м выше верхнего перфорационного отверстия, оборудуют устье скважины. Затем восстанавливают циркуляцию и окончательно проверяют приемистость. Имеют в виду, что при подготовительных работах и проверке ствола скважины также определяют приемистость скважины. По окончании предварительных операций приступают к прокачке цементного раствора.
Анализ цементирования большого числа скважин в различных условиях показывает, что чем меньше разность давлений при нагнетании жидкости в скважину для проверки приемистости и при продавливании цементного раствора, тем медленнее следует его продавливать. После достижения максимального давления продавки останавливают заливочный агрегат и через каждую минуту 2—3 раза вновь проверяют степень приемистости пласта при минимальной подаче агента. Затем приступают к вымыву излишнего цементного раствора обратным способом (обратной промывкой).
Отличие одной схемы от другой состоит в том, что по первой схеме башмак НКТ находится в неподвижном состоянии до наступления срока твердения цементного раствора, т. е. в колонне выше интервала перфорации образуется цементный стакан, кЪторый потом разбуривают. Таким образом, по этой схеме в продолжение всего периода твердения цементного раствора скважина находится под давлением, а насосно-компрессор-ные трубы на заданной глубине.
118
По второй схеме после продавки цементного раствора в пласт и плавно-Г0 снижения давления в скважине путем наращивания заливочных труб 0Ь1МЫвают оставшиеся в скважине и НКТ излишки цементного раствора обратным способом. Такой технологический прием исключает необходи-илость разбуривания цементного стакана в колонне. В принципе можно применять обе схемы при цементировании скважины под давлением с целью изоляции вод. Однако, как показывает промысловая практика, предпочтение надо отдать первой схеме, по которой вплоть до периода твердения равновесное состояние цементного раствора в заколонном пространстве и в водоносном пласте не нарушается. При промывке с целью обнажения интервала перфорации, как это делается по второй схеме, проникший в заколонное пространство и в водоносный пласт цементный раствор, еще не успевший схватиться и затвердеть, может обратно вытесняться в скважину. Следовательно, посторонняя вода не будет изолирована. Это особенно часто наблюдается в процессе изоляции вод, проникающих из водоносных пластов с низкой проницаемостью. Поэтому при выборе схемы изоляции всегда надо помнить это важное обстоятельство.
СПОСОБ ВЫМЫВА ОСТАВШЕГОСЯ В СКВАЖИНЕ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
После продавки в заколонное пространство и в водоносный пласт возможного количества цементного раствора, определяемого степенью приемистости и состоянием эксплуатационной колонны, излишнее его количество вымывают обратной промывкой с противодавлением на пласт, а продолжительность промывки при неизмененном противодавлении должна быть не меньше времени начала схватывания этого раствора. Избыточное противодавление на пласт необходимо создавать для предотвращения обратного поступления части цементного раствора в ствол скважины. Даже при минимальном количестве поступления его из пласта ухудшается качество цементирования, так как водопроводящие каналы незначительных размеров при этом оказываются неизолированными. Именно для изоляции таких каналов и создают повышенные давления при продавке раствора. Если не создавать противодавления во время вымывания излишнего цементного раствора, каналы малых размеров могут служить путями повторного проникновения посторонних вод.
Наиболее целесообразным технологическим процессом цементирования под давлением следует считать такой, при котором избыточное давление на пласт во время продавки цементного раствора равно избыточному давлению во время вымывания, т. е. когда в продолжение всего периода заливки до наступления начала схватывания цементного раствора Давление на забой скважины остается постоянным. При определении Давления нельзя ориентироваться только на показания манометров, установленных на устье скважины. Известно, что при прочих равных условиях во время движения восходящего потока жидкости по заливочным трубам Давление на забой скважины всегда больше, чем в процессе движения
119
жидкости вверх по кольцевому пространству между насосно-компрер сорными трубами и эксплуатационной колонной. Поэтому при оцен^ избыточного давления на пласт при изоляционных работах это обетов тельство всегда следует учитывать.
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТА ЗАЛИВОЧНЫХ ТРУБ В ПРОЦЕССЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
По данным промысловой практики, в процессе цементирования на-сосно-компрессорные трубы оказываются прихваченными в результате нерегулируемого проникновения цементного раствора в затрубное про-странство.
Проникновение цементного раствора в затрубное пространство может произойти в следующих случаях:
обсадная колонна выше башмака насосно-компрессорных труб негерметична;
негерметичны сами заливочные трубы;
при цементировании отсутствует циркуляция жидкости в затрубном пространстве.
Однако бывают случаи, когда насосно-компрессорные трубы и обсадная колонна герметичны, жидкость циркулировала в скважине, а НКТ оказывались прихваченными цементом.
Происходит это вследствии неучета процесса отрыва струи цементного раствора при его движении в НКТ к забою скважины, сущность которого состоит в следующем.
Если после спуска заливочных труб приступают к прокачке воды через НКТ для восстановления циркуляции, на манометре, установленном на головке, фиксируется определенное давление, показывающее в основном значение гидравлических сопротивлений, возникающих в заливочных трубах и в колонне при движении в них потока жидкости.
Когда вслед за закачкой воды в заливочные трубы начинает поступать цементный раствор плотностью рц, большей, чем плотность промывочной жидкости рв, то давление на головке по мере увеличения столба цементного раствора в трубах начинает снижаться, и при некотором его значении L0 давление доходит до нуля, правильнее — до значения упругости паров над цементным раствором, близкого к нулю.
При дальнейшем поступлении- цементного раствора в заливочных трубах появляется вакуум, вследствие чего происходит отрыв закачанного столба цементного раствора длиной La от непрерывно поступающей сверху цементной струи. Этот оторвавшийся столб начинает двигаться уже с другой скоростью v, большей v0, имевшейся до появления вакуУма и отрыва струи.
Между оторвавшимся, движущимся вниз по заливочным трубам столбом цементного раствора и устьем заливочных труб остается nepfr менный по длине участок труб, не заполненный раствором. Закачиваемый в дальнейшем цементный раствор проходит этот участок отдельным струями, стекающими по стенкам заливочных труб. Таким путем увел
120
чивается длина столба оторвавшегося раствора. Вакуум с этого момента С0храняется во время закачки до тех пор, пока цементный раствор дви-^ется по заливочным трубам. После закрытия задвижки в затрубном пространстве раствор через перфорационные отверстия устремляется в пласт.
В начале закачки цементного раствора в заливочные трубы скорость его движения и0 определяется подачей насоса
Vo = QIF. (34)
где Q — подача насоса; F — площадь поперечного сечения НКТ.
Со скоростью i/o движение продолжается до тех пор, пока столб цементного раствора в заливочных трубах не достигнет высоты L0, при которой движущая сила L0 (рц — рв) не скомпенсирует гидравлические потери, появляющиеся во время движения жидкости в насосно-компрес-сорных трубах и затрубном пространстве.
Значение L0 можно определить из равенства
LQ(PH-PB) = (Pw-Po) 10, ' (35)
rp.epw — гидравлические потери; р0 — атмосферное давление.
Гидравлические потери рт можно найти по показанию манометра или с помощью известных формул гидравлики.
Зная L0 и 1/0, легко определить и время, когда этот момент наступит:
t=L0/v0. (36)
В этот момент весь поток жидкости в заливочных трубах и колонне может рассматриваться как поток с компенсированными гидравлическими потерями, т. е. движущийся как бы без трения. Последующую подачу насосом жидкости поверх цементного раствора можно рассматривать как постоянное воздействие на систему, находящуюся в данный момент в движении без трения. Эта постоянно действующая сила должна вызвать ускорение движения, т. е. столб цементного раствора длиной L0 должен начать двигаться со скоростью v> v0, вследствие чего неизбежно произойдет его отрыв от верхнего столба жидкости, поскольку она продолжает двигаться со скоростью i/0 •
При определении скорости движения цементного раствора по заливочным трубам можно пользоваться двумя следующими простыми формулами.
До отрыва
"о = Q/F, (37)
после отрыва
(38)
р
^ помощью этих формул находят время перекрытия задвижки в затруб-
ч°м пространстве. Правильный метод установления момента перекрытия
Задвижки в затрубном пространстве — весьма необходимое мероприятие,
РеЛотвращающее прихват труб. Следует учитывать, что недопустим
121
отрыв столба цементного раствора. Этого можно достичь также рованием скорости движения цементного раствора в заливочных трубах Наличие в заливочных трубах столба цементного раствора и отсутствие отрыва струи должны характеризоваться, очевидно, определенным дав. лением на устье скважины (на головке). Поэтому, если бы за все время прокачки цементного раствора на устье скважины сохранялось некоторое давление, то можно, вероятно, предотвратить отрыв его столба. Этого можно достигнуть регулированием струи восходящего потока жидкости для чего необходимо задвижку, соединяющуюся с затрубным простран-ством, несколько прикрыть и в течение всего периода закачки цементного раствора и проталкивания его к концу заливочных труб регулировать выход из скважины жидкости. Показатель правильного регулирования -наличие даже незначительного давления на устье, по которому судят о правильном движении столба цементного раствора в заливочных трубах. Следует признать целесообразным закрывать задвижку в затрубном пространстве в момент, когда нижняя граница цементного раствора находится на расстоянии 150—200 м от башмака насосно-компрессорных труб. Осуществление указанных мероприятий, если эксплуатационная колонна и заливочные трубы не имеют дефекта, должно предотвратить попадание цементного раствора в кольцевое пространство.
ИЗОЛЯЦИЯ ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ПОГЛОЩЕНИИ ЖИДКОСТИ
Нередко приходится изолировать воду при сильном поглощении жидкости в процессе возврата с нижних обводнившихся пластов на вышележащий продуктивный пласт. Для ускорения ремонта сильно поглощающих скважин, сокращения расхода тампонажного цемента и числа повторных заливок применяют метод цементирования скважин под давлением с предварительным введением песка в пласт.
Сущность этого метода заключается в том, что на устье устанавливают тройник или крестовик, после чего в скважину спускают заливочные трубы, нижний конец которых устанавливают выше фильтра на расстоянии 2—5 м. Определив статический уровень и глубину забоя, в воронку, соединенную с заливочными трубами, закачивают воду. По истечении 3—5 мин, не прекращая закачки воды, в воронку непрерывно и равномерно вводят песок. Водопесчаная смесь по выходе из башмака заливочных труб проникает в пласт, по мере насыщения которого песком и уменьшения поглощения количество вводимого песка убавляют, сохраняя подачу насоса до восстановления циркуляции.
В скважинах с низким статическим уровнем при закачке водо-песчаной смеси в трубы одновременно в затрубное пространство нагнетают воду; тем самым создаются условия, предотвращающие возможность прихвата труб песком. После восстановления циркуляции продолжают прокачку жидкости, по окончании которой путем допуска труб и промывки вскрывают весь фильтр. Затем закрывают затрубное пространство и закачивают жидкость в пласт с таким расчетом, чтобы песок не задерживался вблизи ствола скважины. Если в процессе про-давки скважина вновь начинает сильно поглощать, то работы по
122
и(с водопесчаной смеси в пласт продолжают до тех пор, пока пласт е насытится песком до такой степени, что позволит за один или два рИема провести цементирование под давлением.
ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН С МАЛОЙ ПРИЕМИСТОСТЬЮ
В промысловой практике бывает немало случаев, когда даже после „лительного дренирования поглотительная способность скважины нисколько не увеличивается и с помощью заливочного агрегата не удается протолкнуть в пласт сколько-нибудь заметное количество жидкости. В разведочных скважинах, когда еще плохо изучена характеристика встречаемых $ разрезе вод, на основании описанного можно предполагать, что появившаяся во время освоения скважины посторонняя вода — пластовая
Основная причина неудачных заливок в рассматриваемых случаях заключается в несоответствии характеристики цементировочного агрегата условиям продавливания цементного раствора. Для обеспечения про-давливания цементного раствора через перфорационные отверстия или через специальные перфорированные отверстия за эксплуатационную колонну с целью изоляции водопроводдщих каналов необходимо создать по меньшей мере те же условия, какие наблюдались во время притока воды в скважину при ее опробовании, т. е. требуется получить одинаковые значения дебитов и скоростей в процессе движения воды в скважину.
Исходя из этих соображений, был разработан метод цементирования под давлением. Сущность этого метода заключается в том, что расход жидкости при продавливании цементного раствора соответствует поглотительной способности водопроводящих каналов. Такой способ цементирования скважин под давлением, в которых надо исправить неудачно сделанный тампонаж, а приемистость совершенно незначительная, оказался весьма эффективным.
Приведем следующий пример. Одна из разведочных скважин на Ухте вскрыла два пласта. Во время опробования нижнего пласта получен приток воды. После установки цементного моста был перфорирован верхний пласт, имевший хорошую каротажную характеристику. При опробовании получили приток воды без признаков нефти, причем тартанием уровень ниже 560 м снизить не удалось. В связи с отрицательными Результатами опробования обоих пластов и отсутствием других объектов Для опробования возник вопрос о ликвидации скважины. Однако решили Для изоляции воды применить вместо заливочного агрегата гидравлический пресс. На забой скважины в желонке со специальным клапаном опустили 0,3 м3 цементного раствора и при конечном давлении 7,0 МПа продавили за эксплуатационную колонну 148 л за 40 мин (при средней подаче гидравлического пресса 3,7 л/мин). Вся операция с момента затво-Рения цемента до конца продавливания заняла 2 ч 55 мин. После затвердения цемента последний разбурили ниже заливочных отверстий. Испытание на закрытие воды снижением уровня до 600 м путем тартания скважина выдержала. Были простреляны отверстия в прежнем интервале; во время испытания получили приток нефти без признаков воды.
123
Цементирование с помощью гидравлического пресса проводят с подачей цементного раствора на забой через спущенные в заливочные трубы, так и при помощи желонки со специальным Процесс цементирования по первому способу осуществляют в щей последовательности. После прокачки цементного раствора (расчет-ного количества) с помощью цементировочного агрегата заливочны» трубы приподнимают на 15—20 м выше столба цементного раствора в колонне и к устью скважины подключают гидравлический пресс.
Затрубную задвижку закрывают и с помощью гидравлического пресса начинают залавливать цементный раствор в водопроводящие каналы Так как подача гидравлического пресса незначительная, давление в процессе задавливания поднимается очень медленно. Это благоприятствует постепенному заполнению цементным раствором водопроводящих каналов, по которым проходит вода за эксплуатационной колонной. Для скважин глубиной до 1500 м подачу цементного раствора на забой можно осуществить специальными желонками
Указанный метод цементирования можно с успехом применять при изоляционно-оздоровительных работах для исправления цементного кольца за эксплуатационной колонной, когда приемистость водопроводящих каналов намного меньше подачи цементировочного агрегата
ПОВЫШЕНИЕ ПРОНИКАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
Качество цементирования скважин под давлением с целью уплотнения цементного кольца за эксплуатационной колонной и изоляция посторонних вод (верхних и нижних) в определенной степени зависят от проникающей способности цементного раствора, в особенности когда водопроводящие каналы имеют малые размеры. Эту задачу можно решить путем проведения последовательно двух технологических приемов промывки заколонного пространства, применения специальных добавок к цементному раствору и буферной жидкости
Заколонное пространство целесообразно промывать с применением кислотных растворов (например, смесь соляной и фтористоводородной кислот), специальной пенной системы, образованной на основе пенообра-зующего раствора, обладающего пептизирующими свойствами (например, пенная система, используемая для освоения скважин с одновременной очисткой призабойной зоны пласта). Технология промывки заколонного пространства состоит в закачке заданных объемов указанных систем, выдерживании скважины в течение 1—2 ч и освоении скважины путем снижения давления на забое, но без вызова притока жидкости из пласта, если цементирование намечено проводить через перфорационные отверстия в зоне продуктивной части пласта. Такой способ промывки (очистки) заколонного пространства выполняется 2—3 раза, а затем приступают к закачке цементного раствора. Очень важно при этом сохранить проникающую способность цементного раствора. Для этого применяют буферную жидкость, в качестве которой можно использовать тот *е пенообразующий раствор, из которого получают пену для очистки при'
124
абойной зоны. Кроме осуществления этих мер — весьма полезных и .^обходимых — следует еще повысить подвижность цементного раствора /иметь незначительные размеры водопроводящих каналов в цементном кольце, являющихся проводниками посторонних — верхних и нижних —
вод) •
Как известно, схватывание и твердение вяжущего вещества заключается в том, что при смешивании с водой оно образует пластичное тесто, превращающееся впоследствии в твердое камневидное тело с определенной прочностью. Это превращение происходит не сразу, а постепенно и обусловливается рядом химических и физических процессов. Процесс схватывания выражается в том, что пластичноэ тесто, обладающее большой подвижностью, начинает уплотняться и густеть, что отвечает началу схватывания. В дальнейшем это тесто все больше уплотняется, окончательно теряет пластичность, приобретает рыхлую консистенцию и постепенно превращается в твердое тело, не обладающее сначала существенной прочностью. Этот момент соответствует концу схватывания. Затем происходят дальнейшие химические и физические преобразования, сопровождающиеся нарастанием прочности. Последнее характеризует собой твердение вяжущих веществ.
Начальная стадия твердения, по П.А. Ребиндеру, заключается в переходе ионов из решетки цементных минералов в водную среду и гидратации их в этой среде с последующей кристаллизацией из пересыщенного раствора нового устойчивого в этих условиях гидрата. Выделяющиеся из пересыщенного раствора кристаллики гидратов являются зародышами новой фазы. На первой стадии твердения, пока количество новообразований невелико, из этих новообразований и первичных частиц вяжущего вещества возникает коагуляционная структура — пространственная сетка, образующаяся путем беспорядочного сцепления мельчайших частиц дисперсной твердой фазы через тонкие остаточные прослойки жидкой дисперсионной среды. Прочность такой структуры сравнительно невелика, так как она обусловлена весьма слабыми молекулярными силами сцепления. Характерное свойство коагуляционных структур — тиксо-тропность, т. е. способность к обратному восстановлению структуры >юсле ее разрушения.
Следующий этап твердения — возникновение каркаса пространственной кристаллизационной структуры (иначе, структуры твердения), имеющий прочность, в десятки и сотни раз более высокую по сравнению с коагуляционной структурой. Наибольшую прочность структуры твер-Дения получают при таких условиях гидратации, когда кристаллики новообразований достигают достаточной величины при минимальных 8нутренних напряжениях.
Каковы практически важные следствия из теории П.А. Ребиндера?
'1. Как было сказано, коагуляционная структура тиксотропна,^ее Разрушение не приводит к вредным последствиям. Наоборот, разрушение структуры, в которой уже возник каркас из кристалликов, приводит к уничтожению контактов срастания и к резкому снижению прочности
125
вяжущего при его дальнейшем твердении. Если такое разрушение провес ти в достаточно поздний период, то в материале вообще не может обра зоваться в дальнейшем структура твердения даже в том случае, если « моменту разрушения процесс гидратации далеко еще не закончился Качество изоляции в этом случае будет низким и приток воды не будет прекращен.
2. Прочность структуры определяется прежде всего прочностью контактов срастания между отдельными кристалликами гидратов. Являясь местами непосредственного срастания кристалликов, эти контакты обладают искаженной кристаллической решеткой. Кроме того, они термо-динамически неравновесны, вследствие чего имеют более высокую растворимость по сравнению с крупными кристалликами. Для сохранения контактов в условиях влажного хранения (при наличии водной среды в порах структуры) необходимо непрерывно поддерживать определенную степень пересыщения. В противном случае после окончания гидратации кристаллизационные контакты (кристаллизационные мостики) самопроизвольно растворяются и перекристаллизовываются в правильно сформированные свободные кристаллы. В итоге происходит нарушение структуры. Для быстро гидратирующихся вяжущих структура может нарушиться, а для медленно гидратирующегося портландцемента это практически не наблюдается, так как в твердеющем цементном камне всегда имеется достаточное количество не успевших прогидратироваться крупных зерен, поддерживающих степень пересыщения на необходимом уровне. Для предотвращения разрушения структуры твердения необходимо закончить процедс закачки цементного раствора до коагу-ляционной структуры (до начала схватывания). Этого можно добиваться существенным увеличением подвижности цементного раствора. Чтобы увеличить подвижность, к цементу добавляют пластифицирующие поверхностно-активные вещества.
Пластифицированный портландцемент изготовляют путем введения в обычный портландцемент при его помоле пластифицирующей поверхностно-активной добавки, придающей цементному раствору повышенную подвижность. В качестве такой добавки применяют концентраты ССБ. В зависимости от содержания сухих веществ эти концентраты подразделены на три марки: жидкие (КБЖ) с содержанием сухих веществ не менее 50 %, твердые (КБТ) — не менее 76 % и порошкообразные (КБП) — не менее 87 %. Их можно использовать при помоле клинкера
Активным веществом в концентратах ССБ являются кальциевые соли лигносульфоновых кислот. Пластифицирующее действие ССБ П.А. Ребиндер объясняет тем, что лигносульфонаты образуют на поверхности цементных частиц коллоидные адсорбционные слои гидрофильного характера. Эти пленки способствуют более полному смачиванию частии водой, устраняют непосредственное сцепление между ними, препятствуя агрегации цементных частиц с образованием хлопьев (флокул), и переводят таким образом структуру цементно-водной суспензии из коагул3 ционной в пептизационную. У цементной пасты при этом уменьшаете
126
^противление сдвигу, чем и объясняется увеличение подвижности. При-чем ССБ можно вводить и в процессе затворения цемента.
На цементных заводах ССБ вводят при помоле в количестве 0,15— 0,25 % (считая на сухое вещество барды) от массы цемента. Повышение содержания барды вызывает резкое замедление схватывания и твердения цемента.
Оптимальное содержание ССБ устанавливают опытным путем; оно зависит от минералогического состава клинкера (высокоалюминатные «линкеры требуют большой дозировки барды), тонкости помола цемента, а также от вида и количества минеральных добавок, вводимых при помоле. ССБ — адсорбционный понизитель твердости клинкера, интенсифицирующий его помол. Введение пластифицирующих добавок не приводит к созданию новых особых цементов, а лишь придает существующим дополнительные свойства.
В качестве добавок можно применять также высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество (КМЦ), коллоидные ПАВ и др. На месторождениях Нижневартовскнефтегаза используют аэро-силцементные композиции, обладающие высокой проникающей способностью и позволяющие вводить в изолируемый интервал в 1,5—2,5 раза больший объем вяжущего вещества. Повышенное содержание коллоидной фракции новообразований в объеме системы обеспечивает большую степень герметизации водопроводящих каналов. Таким образом, для увеличения проникающей способности цементного раствора, позволяющего значительно повысить эффективность изоляции водопроводящих каналов, рекомендуется следующее.
1. После проверки состояния забоя скважины и эксплуатационной колонны промыть (очистить) заколонное пространство через фильтр или специально перфорированные отверстия. В качестве промывочной системы можно принять раствор смеси кислот (соляная и фтористоводородная) или пену, приготовленную на основе коллоидных ПАВ (ОП-10, сульфонол), едкого натра, нефти и спирта (метанол, этилен-гликоль, диэтиленгликоль). Технология промывки (очистки) заколон-ного пространства включает в себя следующие операции: закачка в заколонное пространство одного из указанных видов промывочных систем; выдерживание скважины в течение 0,5—1 ч; удаление из заколон-ного пространства кольматирующих веществ путем снижения уровня жидкости в скважине, но без вызова притока из продуктивного пласта, если цементирование проводилось через эксплуатационный фильтр. Процесс закачки в заколонное пространство промывочной системы и удаление кольматирующих веществ следует повторить 2—3 раза.
2. Приготовление Цементного раствора с пластифицирующими поверхностно-активными добавками.
3. Перед подачей в скважину цементного раствора следует закачать 8 НКТ 1—2 м3 буферной жидкости, в качестве которой следует применять пенообразующий раствор, используемый для приготовления пены с целью
заколонного пространства.
127
ОГРАНИЧЕНИЕ ПОСТУПЛЕНИЯ ВОД И ИХ ИЗОЛЯЦИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕНОЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
Результаты работ, проведенных на месторождениях (на суше) Азербай джана, дают основание утверждать, что один из эффективных методов ограничения поступления вод и их изоляции в известных условиях сое-тоит в проведении ремонтно-изоляционных работ с применением пено-цементных растворов. Как известно, нефтяные месторождения (суща) Азербайджана находятся на самой поздней стадии эксплуатации; пластовое давление колеблется в пределах 0,2—0,7 гидростатического. Подавляющим большинством скважин эксплуатируются залежи со слабосцементированными коллекторами, обводненность продукции составляет 90—98% Призабойная зона пласта, как правило, сильно разрушена вследствие постоянного выноса породы в процессе длительного периода эксплуатации. В этих условиях при использовании цементных растворов получают низкую эффективность, так как значительная его часть устремляется в образовавшиеся каналы и каверны в призабойной зоне. Пено-цементный раствор, закачиваемый в пласт, закупоривает высокопроницаемые прослои вследствие прилипания пузырьков к поверхности водо-проводящих каналов и возникновения начального давления сдвига, так как пена — вязкопластичная упругая система, обладающая структурно-механическими свойствами. В результате этого пеноцементный раствор охватывает всю зону, доступную для его проникновения. Этому способствуют малая плотность и упругие свойства. Под действием упругой энергии системы закачиваемый в призабойную зону пласта пеноцементный раствор будет стремиться вверх по заколонному пространству. Кроме того, наличие пузырьков воздуха и ПАВ придает цементному раствору повышенную подвижность и проникающую способность. Благодаря этим свойствам в известных условиях применение пеноце-ментного раствора позволит решить в одной скважине несколько задач: ограничение водопритоков; восстановление цементного кольца за колонной; изоляция вод, залегающих ниже и выше продуктивного пласта.
Для приготовления гтеноцементного раствора применяют тампонаж-ные цементы. Водоцементное отношение принимается равным 0,5. В качестве пенообразователя можно использовать коллоидные поверхностно-активные вещества (ОП-10, сульфонол и др.), а также высокомолекулярное анионное ПАВ (КМЦ-600). Концентрация ПАВ составляет 0,2—0,5 % (по активному веществу).
Технология процесса нагнетания и продавки в пласт пеноцемент-ного раствора от обычной отличается лишь тем, что одновременно закачиваются цементный раствор с добавкой ПАВ и воздух, для чего используют аэратор (типа труба в трубе). В наружную трубу закачивают цементный раствор с добавкой ПАВ, а во внутреннюю трубу аэратора, которая перфорируется, сжатый воздух. В результате смешения в аэраторе воздуха с цементным раствором с добавкой ПАВ получают пену, которая затем поступает в НКТ. Рассмотрим несколько примеров проведения работ- по ограничению и изоляции вод на месторождениях Азербайджана-
128
Пример 1. Скв 1 162 НГДУ "Азизбековнефть". Забой 1853 м; фильтр — 1836 м; диаметр колонны 168^100 мм (переход на глубине 1640 м); пластовое
деление 7,8 МПа; вода пластовая. Перед изоляционными работами скважина имела производительность 3,2 т нефти и 3,5 т воды. Затем из нее начали поступать глинистый раствор и вода с дебитом 6 т/сут. В таком состоянии в скважине начали
поводить работы с применением пеноцементного раствора. Колонна была обследована свинцовой печатью диаметром 96 мм. Затем в нее спустили 62-мм насосно-компрессорные трубы, конец которых устанавливали на глубине 1834 м. Общий „бъем НКТ 5,4 м . После обвязки устья с цементировочным агрегатом в скважину
.3
закачапи около 25 м воды, восстановили циркуляцию и проверили приемистость призабойной зоны пласта. Потом продавили в пласт 3 м воды на III скорости агрегата (подача насоса 6 л/с), давление при этом на устье составило 1,0 МПа. Было решено закачать в пласт пеноцементный раствор, приготовленный из 12 т цемента. Закачав в НКТ 3 м3 пеноцементного раствора, закрыли задвижку в кольцевом пространстве и продолжали нагнетать раствор при герметизированном кольцевом пространстве. Затем продавили его в объеме 5,5 м3, т. е. из насосно-компрессорных 7руб был вытеснен весь пеноцементный раствор, при этом давление на устье постепенно повышалось и к моменту окончания продавки всего объема давление достигло 5,0 МПа. Затем путем наращивания труб с промывкой от глубины 1834 м до глубины 1850 м удалили излишки пеноцементного раствора (примерно 0,5 м ) .
Через 24 ч проверили приемистость призабойной зоны пласта. При давлениях 4,0 МПа (III скорость агрегата) и 2,0 МПа (II скорость агрегата) наблюдалось поглощение воды. Было решено повторить изоляционные работы. Для образования пеноцементного раствора использовали 6 т цемента. В процессе продавки этого раствора в пласт давление на устье скважины достигло 9,0 МПа. После промывки излишков пеноцементного раствора и его затвердения повторно перфорировали эксплуатационную колонну в интервале 1847—1836 м. Скважина вступила в эксплуатацию с дебитом нефти 4 т/сут и воды 1,5 т/сут.
Пример 2. Скв. 3322 НГДУ "Лениннефть". Забой 541 м; фильтр 538-511 м; пластовое давление 0,8 МПа; вода пластовая. До полного обводнения скважина эксплуатировалась с дебитом 1,2 т/сут нефти и 28 т/сут воды. После обводнения дебит составил 43 т/сут воды (без нефти) . Спустя некоторое время обследовали состояние эксплуатационной колонны и спустили НКТ на глубину 508 м. Для подачи раствора использовали цементировочный агрегат ЦА-320, а для подачи воздуха — компрессор УКП-80. Для проверки приемистости пласта в скважину закачали 18 м3 воды на III скорости агрегата, но циркуляцию восстановить не удалось. Затем приступили к закачке в НКТ пеноцементного раствора — смесь воздуха и исходного цементного раствора, приготовленного из 10 т цемента при водоцементном отношении 0,6 и массовой доле супьфонола 0,5 %
При закачке пеноцементного раствора подача агрегата составляла 0,4 м3/мин, компрессора — 7 м /мин. Таким образом, степень аэрации этого раствора была равной 18, а в пластовых условиях примерно 2. В процессе закачки пеноцементного раствора циркуляция в скважине восстановилась. Раствор продавили в пласт при конечном давпении на устье 2,0 МПа. После окончания продавки закрыли кран Цементировочной головки и оставили скважину под давлением. В течение 10 мин Давление на устье упало до нуля, после чего сняли цементировочную головку и наращиванием труб от 508 до 541 м вымыли излишки пеноцементного раствора. После затвердения пеноцементного раствора (в течение 36 ч) пустили скважину в Работу с дебитом 2 т/сут нефти и 1 т/сут воды.
Пример 3. Скв. 2859 НГДУ им. 26 бакинских комиссаров. Забой 970 м; Фильтр 866—751 м; диаметр колонны 168 мм; пластовое давление 4,5 МПа; вода "ластовая
До полного обводнения скважина эксплуатировалась со средним дебитом Нефти 2 т/сут и воды 12 т/сут. Перед ее обводнением дебит нефти упал до 0,6 т/сут, Затем она полностью обводнилась при дебите воды 16 т/сут.
Были проведены работы по изоляции воды. НКТ спустили на глубину 745 м. 'осле обвязки оборудования проверили приемистость пласта путем закачки воды
129
на III скорости агрегата ЦА-320, при этом давление поглощения составил 1,5—2,0 МПа. Исходный цементный раствор приготовили из 7 т цемента, затвореннп. го на морской воде, при водоцементном отношении 0,5 и массовой доле сульфд. нола 0,5 %. Степень аэрации при закачке пеноцементного раствора равнялась 20 В скважине восстановили циркуляцию воды, а затем приступили к нагнетанию пеноцементного раствора в НКТ (объем НКТ 2,6 м ) .
Закачав 1 м3 пеноцементного раствора, закрыли кран затрубного простран. ства и продолжили закачку этого раствора в НКТ. Затем с помощью 2,6 м3 воды продавили раствор в пласт; конечное давление в процессе продавки составило 5,0 МПа. После этого промыли скважину до чистой воды, приподняли НКТ и закрыли скважину для твердения пеноцемента. На следующий день опрессовали скважину при давлении 10,0 МПа; скважина жидкость не поглощала. Подняли НКТ, опустили забойный двигатель и разбурили пеноцементный камень на глубину 750—866 м После разбуривания провели перфорацию. Скважина вступила в эксплуатацию с дебитом 2 т/сут нефти и 1 т/сут воды.
В табл. 31 приведены результаты работ по ограничению и изоляции вод с применением пеноцементного раствора по группе скважин НГДУ "Азизбековнефть" и "Лениннефть".
Таблица 31
Номер Среднесуточный дебит, т/сут Продолжи- Дополни-
до изоляции после изоляции эффекта, добыча
нефть вода нефть вода
296 _ 3 2,5 0,6 210 540
729 — 4 1,2 2,9 173 205
873 0,7 70 3,9 46,0 361 1137
1162 _ 6 4,6 1,6 257 1180
1170 1,0 39 4,3 19,0 358 1152
3322 — 50 1,8 8,0 120 116
3383 - 5 1,8 2,5 125 121
Из этой таблицы видно, что до проведения изоляционных работ из пяти скважин добывали воду без признаков нефти, а после изоляционных работ стали получать нефть; это может служить косвенным доказательством, что пеноцементные растворы кроме пластовых вод частично изолируют и воды посторонние, не принадлежащие данному продуктивному объекту.
ОГРАНИЧЕНИЕ ПОСТУПЛЕНИЯ ВОД И ИХ ИЗОЛЯЦИЯ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
На промыслах Татарии применяют 8—10 %-ный водный раствор гидР лизованного полиакрилонитрила (гипан), который получают омыление водной суспензии полиакрилонитрила гидроокисью натрия. Гипан обл дает свойством коагулировать в присутствии ионов поливалентных мет
130
лов с образованием труднорастворимой соли полиакриловой кислоты; При контактировании же с нефтью реологические и физические свойства гипана не изменяются. Пластовая минерализованная вода продуктивных горизонтов девона нефтяных месторождений Татарии, содержащая до 30 мг/л ионов кальция и магния, вызывает мгновенную коагуляцию гипана. Это позволило использовать его в качестве водоизолирующего [иатериала для ограничения притока пластовых вод.
Было установлено, что при подходе к призабойной зоне скважины пресных вод происходит обратный процесс - коагулянт набухает и теряет прочность. Изолировать воды закачкой гипана через эксплуатационный фильтр рекомендуется в скважинах, обводняющихся подошвенной водой из монолитного пласта, перфорированного в нефтенасыщенной кровле.
На месторождениях Западной Сибири для ликвидации межколонных перетоков применяют гидрофобный тампонажный материал (ГТМ-3) — алкилрезорциновое эпоксидное соединение. Успешность работ составила 78 %. Кроме ГТМ-3, в Нижневартовском УПНП и КРС используют вязко-упругую смесь (ВУС) . Ликвидация межколонных перетоков газа с использованием ВУС выполнена более чем на 100 скважинах с успешностью 82 %.
Проводят работы по селективной изоляции вод в нефтяных скважинах с помощью кремнийорганических соединений. Разработаны там-понажные селективные водоизолирующие составы (ТСМ, ТСЭ, продукт 119-204), представляющие собой олигоорганоэтоксихлорсилоксаны.
В исходном состоянии эти тампонажные составы представляют собой маловязкие жидкости, растворимые в органических жидкостях. При взаимодействии с пластовой водой тампонажные составы ТСМ, ТСЭ, продукт 119-204 превращается в нерастворимые гидрофобные полиорга-носилоксановые полимеры, имеющие высокую адгезию к горной породе.
Были проведены опытные работы с применением этилсиликата и добавок органохлорсиланов для изоляции подошвенных вод и ликвидации заколонной циркуляции воды. Успешность работ составила 75 %, продолжительность эффекта — более одного года. Очень важно, что работы с применением селективных реагентов проводят без глушения скважин.
На месторождениях объединения "Мангышлакнефть" обводнение продукции нефтяных скважин происходит преимущественно за счет нагнетаемой воды, которая проникает в нефтяную часть залежи по узким интервалам (0,5—2 м) . Общая обводненная толщина по скважинам Колеблется в пределах 2—6 м, что составляет 10—12 % от эффективной толщины продуктивного разреза.
Кроме того, в нефтяную залежь поступают верхние воды через на-РУШения в эксплуатационной колонне. Для ограничения притока и изо-Ля4ии этих вод на месторождениях испытывали цементные растворы, Гипан, гипано-формалиновую смесь, полимер-минеральные и полимер-Чементные композиции, смолы ТСД-9, ТС-10, АЦФ-3, а также техничес-*Ие устройства — пакеры. Однако при изоляционных работах до 1978 г. основном применяли цементные заливки (для изоляции нижних плас-
131
тов). Кроме того, для изоляции верхних пластов устанавливали Вследствие недостаточной эффективности этих способов с 1978 г На месторождении Узень для ограничения притока и изоляции вод начали применять вязкоупругий состав (ВУС) и тампонирующий состав на основе полиуретанового полимера. В настоящее время изоляционные работы осуществляют главным образом с помощью этих тампонирую, щих составов.
Условия ограничения притока и изоляции вод на грозненских месторождениях несколько отличаются, так как нефтяные залежи здесь находятся на больших глубинах (до 6000 м), имеют высокие пластовые давления и температуры. Коллектор трещиноватого и трещиновато-ка-вернового типа литологически представлен карбонатными и терригенны-ми породами.
В связи с этим для указанных условий разработаны и внедряются технологические процессы селективного ограничения притока воды в нефтяные скважины с использованием в качестве водоизолирующих составов суспензий полимер-битумных (ПБМ) и гипсополимерных (ГПМ) материалов. Полимер-битумные составы включают высокоокисленный битум (ВОБ) марки Х-1 и отход производства полиэтилена низкого давления — полимер промрастворного потока (ППП) .
ППП по внешнему виду представляет собой пористые, мочалообраз-ные куски различного размера. Перед применением он измельчается до частиц фракции 0,5—20 мм. Плотность его составляет 900—920 кг/м3, температура плавления 115—120°С.
Высокая температура плавления (размягчения) ПБМ и высокая вязкость их расплавов, способность к агрегатообразованию и адгезии к поверхности горной породы, наличие структурно-механических свойств обеспечивают формирование в обводненных зонах пласта прочных, водонепроницаемых изолирующих перегородок. ПБМ растворяется в пластовых нефтях при температуре от 60 до 180 °С, что способствует восстановлению проницаемости нефтенасыщенных зон пласта после обработки. Гипсополимерные изолирующие составы включают в себя ППП и полуводный сернокислый кальций.
Обработки с помощью ПБМ и ГПМ проводили на мезозойских скважинах при пластовых температурах 80—170 °С и давлениях до 45,0 МПа. Глубины скважин составляли 2000—4200 м, вскрытая толщина пласта до 100 м.
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ЯВЛЕНИЯ, ПРОИСХОДЯЩИЕ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПОСЛЕ ЗАКАЧКИ ПЕНЫ В ПЛАСТ
Накопленный опыт применения пенных систем для совершенств вания технологических процессов нефтегазодобычи имеет существенно познавательное значение, расширяя наши представления об явления , происходящих при закачке таких систем в пласт с целью ограничен -притока воды в скважину и интенсификации добычи нефти и газа,
132
та«же в процессе их циркуляции в скважине при осуществлении работ по вскрытию пласта, освоению скважин и т. п. Рассмотрим лишь фи-зико-химические явления, происходящие в призабойной зоне после закачки пены в пласт. Все виды процессов ограничения притока воды и интенсификации добычи нефти с применением пенных систем могут быть наиболее общим образом определены как процессы, тесно связанные с физико-химией поверхностных явлений. Сюда могут быть отнесены, смачивание и прилипание пузырьков к твердой поверхности; влияние адсорбционных слоев на свойства кольматирующих пласт твердых веществ; влияние расклинивающего давления и адсорбционных слоев на извлечение нефти из низкопроницаемых пластов.
СМАЧИВАНИЕ И ПРИЛИПАНИЕ ПУЗЫРЬКОВ К ТВЕРДОЙ ПОВЕРХНОСТИ
При соприкосновении воды с чистым стеклом, а ртути с металлической пластинкой наблюдается почти равномерное распределение того и другого вещества на пластинках, так как силы притяжения между стеклом и молекулами воды, металлом и молекулами ртути больше, чем притяжение между отдельными молекулами воды и ртути. Такое явление, когда жидкость равномерно располагается на поверхности твердого тела, называется смачиванием.
Смачивание — проявление межмолекулярного взаимодействия на границе соприкосновения трех фаз — твердого тела, жидкости и газа или другой жидкости, не смешивающейся с первой. Поверхность раздела двух жидкостей или жидкости и газа будет образовывать с твердой поверхностью определенный краевой угол, зависящий при достижении равновесия смачивания только от молекулярных свойств трех фаз и не зависящий от размеров капли или пузырька.
Как известно из общей теории капиллярности, краевой угол 0, который всегда удобно считать направленным в водную среду, можно определить из условия
,а2з — 01 ч cos 0 =---------------------------, (39)
On
где о12, а13, 023 — поверхностное натяжение на границе раздела фаз: Жидкость (1) — газ (2), жидкость (1) — твердое тело (3), газ (2) — твердое тело (3).
Как известно, тела, лучше смачиваемые водою в присутствии непо-"ярнои жидкости, называют гидрофильными (кальцит, кварц, большин-Ство силикатов, а также окисленные минералы: окислы, сульфаты, кар-^онаты и галогениды щелочных и щелочно-земельных металлов) . Тела, "Учше смачиваемые неполярной углеводородной жидкостью в присут-Ствии воды, называют гидрофобными (угли, сера, самородные металлы 11ДР).
Основы капиллярной теории прилипания пузырька газа к твердой поверхности разработаны советскими физико-химиками А.И. Фрум-, П.А Ребиндером, Б.В. Дерягиным и др.
133
Рис. 12. Схемы прилипания пузырь, ка к твердой поверхности при их сближении
Механизм прилипания пузырька газа к твердой поверхности пред, ставляется в следующем виде. Первоначально пузырек и поверхность породы разделяются прослойкой воды, состоящей из двух частей. Относительно толстый слой воды /?i (рис. 12, а), удаленный от поверхности породы пузырька, не обладает какими-либо особыми свойствами и уда-ляется легко при сближении пузырька и поверхности породы и тем скорее, чем сильнее сжимаются пузырьки с поверхностью породы и чем меньше площадь соприкосновения между ними.
Наиболее важный этап прилипания наступает тогда, когда соприкасаются гидратные слои, окружающие поверхность породы и пузырек воздуха (рис. 12, б). Для разрушения гидратных слоев необходимо произвести определенную работу.
До соприкосновения гидратных оболочек пузырька и поверхности породы утончение прослойки воды между ними происходит без возрастания поверхностного натяжения этой прослойки, поскольку здесь удаляется обычная вода, молекулы которой легкоподвижны. Но при соприкосновении гидратных оболочек (см. рис. 12, б) сопротивление воды ее удалению резко возрастает, что выражается в увеличении поверхностного натяжения прослойки.
После достижения между пузырьком и поверхностью породы некоторого критического расстояния (рис. 12, в) прослойка воды становится тонкой и крайне неустойчивой. Начиная с этого момента, поверхностное натяжение прослойки при дальнейшем ее утончении начинает резко снижаться. Таким образом, на данной стадии прилипание осуществляется самопроизвольно. Пузырек как бы скачкообразно слипается с поверхностью породы, контактируя с ней поопределенней площадке диаметром d (рис. 12, г) .
На поверхности площади контакта обычно остается тонкая, толщиной /?4 (см. рис. 12, г), сопоставимой с молекулярными размерами, пленка воды, термодинамически устойчивая, что соответствует минимуму по"
.верхностного натяжения системы. от
Толщина остаточного гидратного слоя в известной мере зависит капиллярного давления внутри пузырька. Чем больше это давление (чем меньше размеры пузырька), тем тоньше остаточный гидратны^ слой и тем больше краевой угол смачивания. Мельчайшие пузырь* воздуха являются более активными дегидраторами поверхности, более крупные пузырьки.
134
Один из основных принципов, определяющих влияние закачива-й в призабойную зону пласта пенной системы, заключается в том, что поведение водопроводащих каналов характеризуется смачиванием их поверхности и прилипанием к ней пузырьков воздуха.
На границе раздела твердое тело — жидкость — газ следует рассмотреть в отдельности два следующих крайних случая.
1. Твердое тело абсолютно гидрофобно, не смачивается водою на границе с воздухом. Типичное тело такого рода — парафин. Растворенные в воде поверхностно-активные вещества всегда вызывают улучшение смачиваемости поверхности водой. ПАВ играют роль "смачивателей", здсорбируясь на поверхности раздела вода — парафин с той же ориентацией, что и на границе вода — воздух.
2. Гидрофильный минерал (кальцит, кварц, малахит) — адсорбируемое поверхностно-активное вещество — вызывает ухудшение смачиваемости твердой поверхности водою вследствие ориентации его полярных молекул в адсорбционном слое наполярными углеводородными цепями во внешнюю среду.
Химическая фиксация полярной группы поверхностно-активного вещества с поверхностью минерала содействует закреплению нормальной ориентации углеводородными неполярными группами наружу, отвечающей гидрофобизации поверхности. Можно заключить, что наибольшей смачивающей способностью всегда обладают поверхностно-активные вещества с наиболее асимметрично построенными молекулами, обладающие наибольшей ориентационной способностью и поверхностной активностью.
Поверхностно-активные вещества способствуют диспергированию пузырьков воздуха и препятствуют их коалесценции при столкновении пузырьков, вследствие чего находящиеся в пене пузырьки имеют значительно меньшие размеры, чем пузырьки воздуха в аэрированной жидкости, т. е. пузырьки пены — более сильные дегидраторы твердой поверхности.
Прилипание пузырьков может осуществляться тремя путями:
при непосредственном их соприкосновении с поверхностью породы;
при выделении газов из водного раствора ПАВ на поверхности породы с образованием пузырька;
путем слипания более крупного пузырька с закрепленным на поверхности породы пузырьком более мелкого размера (коалесцентное прилипание).
Присутствие на твердой поверхности более мелкого пузырька воздуха благоприятно сказывается на коалесцентном прилипании более *оупных пузырьков пены к породе. Это объясняется рядом причин.
Во-первых, такой мельчайший пузырек — своеобразное "острие" на поверхности породы, что уменьшает пути вытекания воды при приближении пузырька, снижает период релаксации, увеличивает удельное Давление. Во-вторых, поверхность пузырьков обычно менее гидратиро-8ана, чем поверхность породы, и, следовательно, толщина гидратного CJIOH, разделяющего большой и малый пузырьки, всегда бывает гораздо
135
меньше, чем толщина слоя между пузырьками и поверхностью. В-третьих большая разность капиллярных давлений внутри соприкасающихся пу. зырьков разных диаметров является добавочной механической силой способствующей разрушению слоя воды.
В процессе закачки пены в призабойную зону пласта прилипание пузырьков к внутренней поверхности поровых каналов в призабойной зоне может осуществляться перечисленными путями, в результате чего будут созданы условия для ограничения притока воды.
Прилипание пузырьков пены к поверхности породы определяется степенью гидратации поверхности и наличием условий, необходимых для разрушения гидратных слоев, находящихся между пузырьком и поверхностью породы. Гидратированность поверхности породы определяется не столько толщиной гидратного слоя, сколько его устойчивостью.
Наиболее прочные и ориентированные гидратные спои — слои, ближайшие к поверхности породы. Известно также, что по мере гидрофо-бизации поверхности породы общая толщина гидратной оболочки уменьшается. Следовательно, по мере гидрофобизации поверхности породы в призабойной зоне в первую очередь будут разрушаться наиболее удаленные от нее и, следовательно, наименее прочные слои. Одновременно будет происходить ослабление наиболее прочных гидратных слоев, расположенных вблизи поверхности. Несколько ослабленные внутренние гидратные слои по мере утончения гидратной оболочки становятся уже внешними слоями по отношению к поверхности породы. Поэтому, чем сильнее гидрофобизирована поверхность породы в призабойной зоне, тем лучше будут условия для прилипания пузырьков.
Рассмотренные газы снижают Гидратированность поверхности поро ды, адсорбируясь на ней, образуя полимолекулярные пленки. Адсорбция газов будет снижать энергетический барьер, преодоление которого необходимо для прилипания пузырька.
Известно, что выделяющийся из жидкости кислород изменяет природу поверхности минералов и при определенных, условиях гидрофо-бизирует поверхность пористой среды. Известно также, что при атмосферном давлении в 1 л воды содержится около 6,2 см3 растворенного кислорода. В 1 л дождевой воды, которую можно считать насыщенной воздухом, содержится 25—30 см3 газа (30 % кислорода, 10 % углекис поты и 60 % азота).
Следовательно, воздух, растворенный в воде, больше обогащен кислородом по сравнению с воздухом атмосферы, что благоприятно сказывается на снижении гидратации поверхности породы в призабойной зоне.
В ряде случаев растворенный в жидкости воздух способствует луч" шей адсорбции поьархностно-активных веществ на твердой поверхности, особенно при незначительных концентрациях ПАВ.
Вследствие всего этого выделение воздуха из раствора поверхностно-активного вещества имеет большое значение для процессов, происходящих в призабойной зоне в результате закачки пены.
Выделение газа, растворенного в жидкости, происходит благодаря
снижению давления и некоторому повышению температуры пены после ее проникновения через перфорационные отверстия в пористую среду. Устойчивость новой фазы связана с критическим размером пузырька газа (зародыша новой фазы) , выделившегося из жидкости. Зародыш устойчиво существует (не растворяется в водной среде) и развивается до достижения равновесия с раствором в том случае, если он сумел достичь минимальных размеров, определяемых уравнением
С — GI р — PI
(40)
где /Frlin — радиус устойчивого зародыша; 512 - поверхностное натяжение на границе раздела жидкость — газ; k — постоянная в уравнении Генри; С - GI — величина пересыщения раствора газом; р — pi — снижение давления (при условии начальной насыщенности раствора газом).
Легко видеть, что /"min тем меньше, чем меньше поверхностное натяжение на границе жидкость — газ и чем больше перенасыщенность раствора газами.
Я. Б. Зельдович предложил следующее уравнение для расчета числа зародышей, образующихся в единице раствора за единицу времени:
b D / 8 7Г 0, 2
/V = -т— У-7ГГ^. (4D
'mm K '
где b — коэффициент; D — аналог коэффициента диффузии; К — постоянная Больцмана; Г— абсолютная температура жидкости. Подставив в уравнение (70) значение rmin, получим
С - С, / 8 7Г Oi2 ,,„,
-Ь1>- -- (42)
Таким образом, чем выше пересыщение раствора газами и ниже поверхностное натяжение на границе раздела жидкость — газ, тем большее число зародышей может образоваться в единице объема раствора за единицу времени.
Присутствие ПАВ способствует повышению растворимости газов и снижает поверхностное натяжение на границе вода — воздух, что положительно влияет на увеличение числа зародышей, образующихся в единице объема. Увеличению их числа будет способствовать также рост степени аэрации.
Возникновению пузырька на твердой поверхности способствует то, что ему в ряде случаев легче отодвинуть молекулы воды от твердой поверхности (особенно если она плохо смачивается водой), чем отор-вать молекулы воды друг от друга.
При образовании пузырьков газа имеет большое значение микро-Рельеф твердой поверхности. Так, на очень гладких гидрофобных поверх-ностях они не возникают даже при больших пересыщениях раствора Газом. Исходя из этого, можно заключить, что получению пузырьков
137
газа в пористой среде будут благоприятствовать неокатанные зерна по-роды.
Пену в пласт закачивают при сравнительно больших давлениях. После выхода из конца насосно-компрессорных труб она проникает через перфорационные отверстия в пористую среду. При этом в небольшой степени снижается давление. Во время проникновения пузырьков воздуха из области более высокого давления (ствол скважины) в область меньшего давления (призабойная зона пласта) происходит одновременное прилипание пузырьков к твердой поверхности и увеличение их размеров. В дальнейшем увеличение их размеров будет наблюдаться также после прекращения закачки пены в пласт, а также при создании депрессии.
Если в процессе закачки пены в пласт диаметры пузырьков и диаметры пор (или их сужения) находились в каком-то отношении, то после уменьшения и увеличения диаметров пузырьков различие диаметров пор и пузырьков возрастает. Это будет способствовать возникновению добавочного сопротивления при движении воды к забою скважины.
Во время прохождения через суженные участки между зернами породы (рис. 13) пузырьки пены меняютсвою форму и размеры. В результате этого возникает разность давлений (А р), которую необходимо добывочно преодолеть при проталкивании пузырьков через сужения.
Если в пористой среде движется двухфазный поток (вода и пузырьки воздуха), возникает так называемый эффект Жамена. При прохождении через сужение радиусы кривизны пузырька изменяются: со стороны большего давления в залежи радиус г2 становится больше гг.
Разность капиллярных давлений на контактах воды и воздуха создает добавочное сопротивление для движения воды в пористой среде:
= Pi ~ Р3 = 2(7! 2 COS в (
1
1
(43)
где Р! — наружное давление на контакте при радиусе кривизны г1; Р3 — наружное давление на контакте при радиусе кривизны г2.
В нашем случае, когда в пористой среде находится пена, к значению А /ок добавляются еще Арп, обусловленное прочностью и эластичностью пузырька пены.
В ряде случаев
Ар = Дрк + Арп (44)
может иметь такое значение, что при определенных благоприятных условиях произойдет защемление пузырька и закрытие порового канала
Рис. 13. Схема прохождения пузырь*3
воздуха через суженные участки меЖДУ
зернами породы
138
Введение в водный раствор ПАВ, стабилизатора, нефти, силиката натрия и хлористого кальция приводит к сокращению времени соприкосновения, необходимого для прилипания пузырьков пены к твердой поверхности водопроводящих каналов, и к значительному возрастанию Прочности сцепления между минеральной частицей'и пузырьком пены.
Можно рассматривать первый этап прилипания как разрыв неустойчивых промежуточных слоев между оставшейся на твердой поверхности пленкой, имеющей толщину молекулы, и слоем пены, которая, проникнув в призабойную зону пласта, оттесняет в глубь пласта свободную воду из водопроводящего канала. Кинетика разрыва этих слоев при сближении пузырьков .пены и твердой поверхности должна зависеть от свойств обеих пограничных пленок, ограничивающих слой со стороны твердого тела и пузырька пены в результате адсорбции растворенных в воде веществ или их химического взаимодействия с твердой поверхностью. Задача многокомпонентной пенной системы, закачиваемой в призабойную зону пласта, заключается не только в увеличении притяжения пузырька пены к твердой поверхности водопроводящего канала, но и в обеспечении надлежащей кинетики прилипания, сокращении времени, необходимого для разрыва промежуточной жидкой пленки между сближающимися пузырьками пены и минеральной частицей.
А.И. Фрумкин установил, что связь между адсорбируемыми частицами и твердой поверхностью постепенно упрочняется. Это может быть связано как с постепенным переходом адсорбированных молекул на более активные центры поверхности, так и с более глубоким вхождением этих молекул в решетку адсорбента (минеральной частицы). Прочность связи пленки с основным веществом в значительной степени зависит от соотношения параметров кристаллических решеток основного твердого тела и покрывающей его пленки. При достаточно хорошем совпадении двух параметров кристаллических решеток твердого тела и пленки на границе их контакта может образоваться поверхностный твердый раствор, что приводит к прочному прирастанию ориентированных кристаллов пленки к поверхности твердого тела. Самый акт прилипания пузырька пены к минеральной частице, являющийся прямым следствием изменения природы поверхности, теснейшим образом связан с условиями смачивания.
Роль адсорбционного слоя обусловливается не столько его влиянием
на равновесные значения смачиваемости /3 = cos в =-----СТ23 — gi3^ сколько
012
вымываемым им "отвердением", т. е. трудноподвижностью периметра смачивания или, иначе говоря, появлением, особенно при химической Фиксации адсорбционного слоя, значительного гистерезиса смачивания, 8Ь!зываемого сильным повышением статического трения вдоль периметра. Действие многокомпонентной пены сводится к понижению смачивае-Мости водопроводящих каналов водой и к резкому повышению гистерезиса смачивания в результате их химической адсорбции на минерале. Пенообразователи (ПАВ) эти действия вызывают в малой степени, ад-с°Рбируясь преимущественно на границе водный раствор — воздух. Гис-
139
терезис смачивания играет большую роль в процессе ограничения воды в скважину и интенсификации добычи нефти. При этом значение многокомпонентной пены в главной своей части сводится к действию адсорбционных слоев их, ориентированных и химически фиксированных полярной группой молекул не на равновесное значение смачиваемости
04 з — поверхности минеральной частицы В = -------~-------— , а на гистерезис
012
смачивания, обусловленного силами вдоль периметра смачивания, трех фазной границы минерал — водная среда — пузырек воздуха. Гистерезис смачивания выражается в появлении "закрепленности" или "твердости" ~ жесткости, трудноподвижности этой границы — периметра.
Статический гистерезис представляется только предельным случаем кинетического гистерезиса — наибольшим его значением. В отсутствие гистерезиса смачивания пузырек воздуха оказывается легко подвижным (незакрепленным). При наличии же кинетического гистерезиса, например, на поверхностях, гидрофобизированных ориентированной адсорбцией ХИМИЧЕСКИ фиксированных молекул компонентов пенной системы многокомпонентного состава, пузырек закрепляется по периметру смачивания.
Введение небольших количеств аполярных реагентов (например нефти) оказывает благоприятное воздействие на скорость образования весьма устойчивой пены. Это объясняется тем, что молекулы аполярных реагентов принимают участие в образовании прочих адсорбционных слоев на пузырьках пены, вклиниваясь со стороны воздушной фазы между адсорбированными на этих слоях молекулами поверхностно-активного вещества. В результате этой адсорбции молекулы ПАВ как бы удлиняются, увеличивается гидратация полярной части и устойчивость адсорбционного слоя. Причем использование более вязких углеводородов (апопярных реагентов) может способствовать получению более устойчивой пены. Это можно объяснить их небольшими коэффициентами растекания на поверхности раздела фаз вода - воздух. Такие реагенты, попадая на поверхность пузырька, не способны растекаться по ней, обволакивая пузырек, При встрече пузырьков создается меньшая вероятность соприкосновения их через слой масла, и те дополнительные силы притяжения, которые возникают при этом и способствуют слиянию пузырьков воздуха, будут или отсутствовать, или иметь небольшие значения. Чем меньше коэффициент растекания, тем меньше вероятность коалес-ценции, больше стабилизация пены, больше время ее существования. Можно предполагать, что неполярные реагенты (например нефть), надстраивая агюлярные ветви молекул поверхностно-активных веществ, выдвигают в глубь воды ее полярные группы, активно гидратируемые и увеличивающие толщину гидратного слоя.
Таким образом, многокомпонентная пена, образованная на основе коллоиднь!х и высокомолекулярных анионных поверхностно-активных веществ с добавлением электролитов и аполярного реагента (масла, нефти), проникая в водопроводпщие каналы в процессе закачки пены в призабойную зону пласта, способствует закреплению ее пузырь*06 на внутренней поверхности водопроводящих каналов, что ведет к умень шению размеров пор, следовательно, к ограничению притока воды
140
скеажину. Разумеется, процесс ограничения притока воды в скважину За счет прилипания пузырьков пены к внутренней поверхности водо-гфоводящих каналов не может служить единственной причиной. Немалую роль в этом процессе играют и повышенные механические свойства адсорбционных слоев коллоидных и высокомолекулярных анионных ПАВ при их коллоидизации.
ВЛИЯНИЕ АДСОРБЦИОННЫХ СЛОЕВ НА СВОЙСТВА КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ПЛАСТ ТВЕРДЫХ ВЕЩЕСТВ
В процессе вскрытия продуктивного пласта бурением и перфорацией с применением глинистого раствора пористая среда кольматирует-ся глинистыми частицами, в результате чего проницаемость снижается. То же происходит после длительной эксплуатации скважины. В этом случае кольматация пласта происходит как за счет отложения глинистых частиц, так и выпадения в призабойной зоне парафина и асфальтеносмо-пистых веществ. Удаление лз призабойной зоны пласта указанных коль-матирующих веществ можег существенно улучшить фильтрационную характеристику пористой среды; к одному из средств, позволяющих удалять кольматирующие вещества, относится пенная система. При ее использовании ПРОИСХОДЯТ пептизация и диспергирование кольматиру-ющих веществ с последующим выносом их из призабойной зоны в скважину.
В работах П.А. Ребиндера по понижению расхода энергии, затрачиваемой на диспергирование посредством образования адсорбционных слоев во вновь образующихся поверхностях, было показано, ч го поверхностно-активные вещества (а в водной среде и адсорбирующиеся ионы), проникая в поверхностные микротрещины диспергируемых частиц и адсорбируясь на внутренней поверхности этих трещин, значительно облегчают их расширение. Можно предполагать, что этот эффект сводится к утолщению пленки жидкости, образующейся в трещине кольматирую-щего вещества под влиянием покрывающих стенки трещины адсорбционных споев.
Молекулярная природа минеральной поверхности определяется либо Удельной свободной поверхностной энергией на границе с данной средой (газом, жидкостью), либо разностью поверхностных энергий двух участков данной минеральной поверхности, из которых один смочен водой — фазой 1, а другой — неполярной жидкостью (углеводородом) или воз-Духом — фазой 2. Эта разность о2 — Oj = fl 2 ~ напряжение смачивания — тесно связана со смачиваемостью поверхности В = cos# = f 12^12, если возможно пренебречь гистерезисными явлениями.
Обычно считается, что в суспензиях с органической (углеводород-Ной) дисперсионной средой добавки поверхностно-активного вещества АО насыщения адсорбционного слоя всегда действуют стабилизирующе, °бразуя прочные и достаточно толстые защитные лиосорбционные оболочки В суспензиях же с водной дисперсионной средой добавки поверх-иостно-активных веществ могут действовать стабилизующе лишь при Условии образования сильно гидратированных и коллоидизированных
141
защитных оболочек. Таким образом, заметно стабилизировать водные суспензии могут только коллоидные поверхностно-активные вещества образующие пленки с высокой механической прочностью (или вязко', стью). Действительно, исследования П.А. Ребиндера и сотрудников пока-зали, что в водной среде особенно резко облегчают диспергирование именно те адсорбирующиеся вещества, которые могут сильно гидрати-роваться в адсорбционном слое, обладая значительной полярной частые в молекуле. При диспергировании же в углеводородной среде особенно активными оказываются высшие гомологи, длинные углеводородные цепи которых, ориентированные нормально к твердой поверхности, значительно утолщают сольватную пленку масла, повышая олеофиль-ность вновь- образуемой поверхности твердого тела. Становится вполне ясным, что коллоидная пептизация кольматирующих веществ представляет не что иное, как эффект облегчения диспергирования под влиянием адсорбционных слоев. Действительно, проникая внутрь рыхлых частиц -хлопьев — по имеющимся в них неоднородностям — трещинам, адсорбционные слои облегчают разрушение таких хлопьев на первичные частицы.
Многокомпонентная пенная система, о которой будет идти речь ниже, призвана выполнить роль пептизатора и диспергатора кольматирующих продуктивный пласт веществ, которые затем, прилипая к поверхности пузырьков пены в процессе вызова притока из пласта, легко выносятся из призабойной зоны в скважину и на дневную поверхность. Наличие в составе многокомпонентной пены коллоидных ПАВ (сульфонол, ОП-10), высокомолекулярных анионных поверхностно-активных веществ (КМЦ-600, ММЦ), а также электролитов обеспечивает образование адсорбционных слоев на поверхности диспергированных кольматирующих пласт веществ. Адсорбционные слои указанных компонентов на различных границах превращаются в гидрофильно-коллоидные, сильно гидратированные слои, являющиеся защитными (стабилизирующими) оболочками для диспергированных частиц (дисперсных систем) с водной дисперсионной средой. Связанные с этим резко выраженные пенообра-зующая и пептизирующая способности коллоидных и высокомолекулярных поверхностно-активных веществ обусловлены повышенными механическими свойствами, высокой вязкостью и упругостью (прочностью) их адсорбционных слоев.
Поверхностные свойства водных растворов коллоидных и высокомолекулярных анионных ПАВ, на основе которых образуют многокомпонентную пену, составляют тот комплекс физико-химических свойств, который обусловливает технологическую ценность этих компонентов как моющего средства, смачивателя, пептизатора, смазочного средства и активного диспергаюра, т. е. понизителя твердости кольматирующего пласта вещества, облегчающего уже при малых добавках механическое диспергирование (разрушение) твердых тел.
Все эти технологические свойства обусловлены двумя основными молекулярно-поверхностными свойствами:
поверхностной активностью, т. е. адсорбционной способностью Ука' занных типов ПАВ, свойством их молекул к образованию адсорбционных слоев, к изменению смачиваемости поверхностей;
142
повышенными механическими свойствами этих адсорбционных слоев ^оллоидных и высокомолекулярных анионных ПАВ при их коллоиди-Зации, определяющими пенообразующую и пептизирующую (дисперсирующую) способность указанных ПАВ в водном растворе.
Таков механизм разрушения кольматирующих пласт веществ. После удаления из призабойной зоны диспергированных частиц кольматирующих пористую среду веществ очищается поверхность низкопроницаемых пластов и прослоев. Затем наступает новый этап — извлечение остаточной нефти из низкопроницаемых пластов.
ВЛИЯНИЕ РАСКЛИНИВАЮЩЕГО ДАВЛЕНИЯ И АДСОРБЦИОННЫХ СЛОЕВ НА ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ ИЗ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ
Продуктивный пласт постоянно подвергается воздействию воды от начала его вскрытия бурением и перфорацией и в процессе всего периода эксплуатации. Сначала в пласт проникает фильтрат промывочной жидкости в процессе его вскрытия бурением и перфорацией. Затем в продуктивную часть пласта внедряется вода пластовая и закачиваемая, если пластовое давление поддерживается путем закачки воды в нагнетательные скважины. Наконец, вода проникает в пласт в процессе ремонтных работ и проведения методов воздействия на призабойную зону. Наибольшему вредному влиянию воды подвергаются низкопроницаемые пласты и прослои. С известным приближением пористую среду, особенно низкопроницаемых пластов, можно сравнить со средой капилляров переменного сечения и применить к ней основные закономерности капиллярного всасывания.
Как известно, максимальная высота капиллярного поднятия
/»„= 2g'3 - (45)
Ро 9 г
где а г з — поверхностное натяжение на границе раздела жидкость — твердое; РО — плотность жидкости; д — ускорение свободного падения; г — радиус капилляра; Л0 ~ максимальная высота столба жидкости в капилляре по отношению к поверхности свободной жидкости.
Максимальная высота капиллярного поднятия прямо пропорциональна поверхностному натяжению жидкости и обратно пропорциональна ее плотности и радиусу капилляра.
Скорость капиллярного всасывания воды описывается следующим уравнением:
d: г2 РО 2 a
V = ^7- =-^Г(-7р77~ ~ 9™а}- (46>
Для крайних случаев, когда капилляры расположены строго вертикально и горизонтально, формула (46) приобретает вид для вертикального капилляра
(~ ±9}' <47>
143
для горизонтального капилляра
v
а г2
4VP/
(48)
Здесь / — длина столбика жидкости в капилляре; f - время; т? - коэф фициент вязкости жидкости; а — угол наклона капиплярной трубки к горизонту; р — радиус кривизны мениска жидкости в капилляре
Приведенные данные свидетельствуют о том, что в процессе вскрытия продуктивного пласта бурением и перфорацией с применением растворов на водной основе, при ремонтных работах и глушении скважин глинистым раствором (водой) в пласт проникает значительное количество водь! на большое расстояние в глубь коллектора, в котором размеры поровых каналов незначительные. Эту капиллярно связанную с поровыми каналами воду в процессе освоения и эксплуатации скважины удается извлекать лишь частично. Вода же, проникшая в низкопроницаемый пласт, обычными способами не может быть вовсе извлечена.
По химическому составу чистая вода состоит из 11, 19 % водорода и 88, 81 % кислорода, что соответствует формуле Н2О. Однако вода - не простое химическое соединение, отвечающее приведенной формуле. По своему составу и строению она сложнее.
Кроме электрически нейтральных молекул, в объеме воды присутствуют продукты электролитической диссоциации: Н+, ОН~, Н30+.
Молекула воды имеет нелинейную структуру, она несимметрична относительно расположения ионов водорода и кислорода, вследствие чего дипольная, т. е. двухполюсная
Отдельные концы ее структуры обладают зарядами, там, где находится ион кислорода, - отрицательным, а там, где расположены ионы водорода, - положительным. Благодаря этой особенности молекулы воды могут ориентироваться в электрическом поле.
Обычная вода характеризуется также высоким значением диэлектрической постоянной. С повышением температуры в результате снижения вязкости облегчается переориентация молекул и электрическое сопротивление воды (диэлектрическая постоянная) падает, что характеризуется следующими данными.
Температура, °С 0 20 40 60 80 100
Диэлектрическая постоянная 88,2 80,4 73,4 65,5 50,5 55,1
Различные тела по-разному взаимодействуют с водой: есть твердые поверхности, обладающие значительной силой сцепления с молекулами воды, хорошо смачиваемые ею, - гидрофильные поверхности; имеются тела, поверхности- которых плохо смачиваются водой, - гидрофобные поверхности. Очевидно, что способность твердых тел взаимодействовать с водой определяется свойствами этих тел химическим составом, типом кристаллической решетки, состоянием поверхности. При этом особое значение имеет поляризация взаимодействующих поверхностей: чеМ больше некомпенсированных электростатических зарядов находится на поверхности тела, тем интенсивнее оно гидратируется.
144
Количество зарядов на поверхности частично зависит в первую очередь 0т структуры и состава кристаллической решетки минерала.
В ряде случаев молекулы твердой фазы вступают в химическое взаи-идодействие с водой. При этом в результате перехода ионов тела в раствор его поверхность приобретает заряд. Кроме того, возможно образование новых химических веществ, поверхность которых хорошо смачивается водой.
На взаимодействие твердого тела с водой оказывает влияние наличие в ней посторонних ионов.
В призабойной зоне пласта вода может находиться в различных состояниях, иногда сильно отличающихся по свойствам от обычной воды.
П.А. Ребиндером в основу классификации форм связи капиллярно-пористых тел с поглощенной жидкостью положен принцип изменения энергии связи. В зависимости от величины природы энергии связи следует различать четыре формы связи воды с дисперсными системами: 1) химическую; 2) капиллярную; 3) адсорбционную; 4} осмотическую (вода, находящаяся в разбавленных растворах).
Для условий удаления воды из призабойной зоны пласта наибольший интерес представляет адсорбционно и капиллярно связанная вода. Разумеется, в призабойной зоне может быть и слабосвязанная вода, которая при определенных условиях не выносится в скважину потоком нефти и газа.
Во время соприкосновения воды с гидрофильной поверхностью породы-коллектора происходит гидратация этой поверхности, т. е. адсорбция молекул воды. Микрорельеф поверхности (впадины, выступы, щели) создает значительные трудности для перемещения адсорбированных молекул вдоль поверхности, поэтому адсорбированный слой обладает значительным сопротивлением сдвигу. Внешние концы притянутых молекул воды образуют новую поверхность, способную притягивать следую-ший слой молекул, также ориентируя их вдоль направления силовых линий молекулярного поля твердой фазы. Единственным отличием этой новой поверхности от поверхности поровых каналов является меньшая сила взаимодействия со следующим слоем молекул воды за счет падения напряженности электрического поля, созданного твердой фазой.
Первый мономолекулярный слой непосредственно у твердой поверхности находится в твердом или близком к твердому состоянии. Более удаленные слои воды, хотя и остаются в жидком состоянии, но, будучи уплотнены, имеют повышенную вязкость.
Адсорбционная вода покрывает частицы слоем неодинаковой толщины в зависимости от формы последней. По углам и на выпуклых местах поверхности частички, где элекгромолекулярные силы проявляются значительнее, толщина слоя адсорбированной воды больше, чем на плоских участках.
Одна из особенностей взаимодействия тонких слоев адсорбированной воды с твердыми частицами заключается в их расклинивающем Действии — возникновении давления, создаваемого адсорбированными сольватными слоями в микротрещинах твердого тела. За счет молекуляр-
145
ных сил молекулы воды втягиваются в узкие щели, трещины, где под действием выравнивающих моментов стремятся встать вдоль силовых линий электрического поверхностного слоя. При этом стенки щели или соседние частицы раздвигаются. Согласно теории, разработанной Б. В. Де. рягиным и П.А. Ребиндером, расклинивающее давление можно определить по формуле
р = -~, ,49,
где h — расстояние между твердыми поверхностями; 032 ~ °3i — поверхностные натяжения на границе соответственно твердое тело — газ, твердое тело — жидкость.
Принимая для Л (зазора) в щели наименьшую возможную толщину пленки, равную двум молекулярным диаметрам (h = 2 5 — бимолекулярная пленка) , находим для наибольшего возможного значения расклинивающего давления
2 «732 Ртах = -- ~
Для воды Лтт = 26 я» 6 • 10~* см. Эта наибольшая величина при полном смачивании (т.е. при условии ti = 032 — #31 > Оц) заведомо больше, чем значение 012, которое получаем при нижнем пределе для оценки наибольшего возможного значения:
_ 2 а 12
Ртах — Г • (51
п
Поверхностное натяжение воды на границе с воздухом (при 20 °С) составляет 72,8 мН/м, т. е. ртах ^ 230,СЬМПа.
Из термодинамики известно, что положительная адсорбция вещества, введенного в окружающую среду, т. е. концентрирование его молекул вблизи поверхности, всегда сопровождается понижением свободной поверхностной энергии. Оказалось, что адсорбирующиеся поверхностям!' твердого тела вещества, вводимые в окружающую среду даже в очеж малых концентрациях, могут значительно облегчать механическое раз рушение твердых тел. При этом они постепенно проникают в глубь раз рушаемого тела по вновь развивающимся поверхностям его микротре щин, облегчая их развитие. Было показано, что добавки адсорбирующих ся в малых концентрациях, достаточных для насыщения адсорбционной слоя, понижают почти в два раза усилие раскалывания кристалликоЕ кальцита толщиной 1—2 мм по сравнению с усилием в чистой воде
При снятии стружки, т. е. во время обработки металлов резанием обычно принимают, что кроме охлаждающего действия жидкости, ис пользуемые в процессе резания, производят еще только смачивающе! действие, уменьшая коэффициент трения на границе резец — обраба тываемый металл. В действительности же и здесь основное значени< имеет диспергирующее действие адсорбирующихся добавок, их реЖУ щее действие, связанное с внутренней смазкой в зародышевых трещинах
146
,0зникающих при снятии стружки. В таком случае работа диспергиро-,ания понижается под влиянием адсорбирующихся добавок иногда в J.-10 раз.
В присутствии адсорбционных слоев на поверхности начинают воз-(0кать микротрещины при меньших усилиях, и дальнейшее расшире-(ие уже имеющихся и вновь образованных трещин требует меньшей |атраты работы. По мере расширения трещины молекулы поверхност-,0-активного вещества, проникая вглубь ее, адсорбируются на вновь ,бразуемой_поверхности. Эффект понижения твердости адсорбционными ;лоями проявляется тем резче, чем большую роль поверхностное диспер-Ирование играет в данном процессе и чем меньшее значение имеют другие Акторы, например пластические изменения.
Для достижения наибольшего уменьшения твердости с данным понизителем следует применять растворы его в той жидкой среде, из ко-орой адсорбция протекает наиболее интенсивно. Для гидрофильных ел адсорбция идет сильнее всего из неполярных жидкостей. Гидрофоб-ibie же тела адсорбируют значительно сильнее из водных растворов, ^ответственно этому понизители твердости подразделены на три класса:
для углеводородных сред — олеиновая и стеариновая кислоты;
для водной среды — коллоидные ПАВ, некоторые жирные и наф-еновые кислоты;
растворимые как в водной, так и в углеводородной средах.
При всех описанных явлениях можно предполагать, что химическая фиксация полярных групп адсорбированных молекул в адсорбционном :лое на поверхностных атомах породы может значительно усилить эффект, укрепляя нормальную ориентацию поверхностно-активных юлекул.
Установлено, что молекулы поверхностно-активных веществ прони-сают в "зародышевые" микрощели так называемой зоны предразру-иения, развивающейся еще в области упругих и пластических деформаций исследуемого твердого тела, значительно ранее его видимого раз-эушения. Такое пропитывание ведет к облегчению его упругой и пластической деформации, а затем и к понижению прочности или твердости <ак сопротивления разрушению.
Развитие внутренней поверхности в зоне предразрушения выражается
3 том, что удельная свободная поверхностная энергия на развивающихся "Юверхностях микрощелей а = f(h) постепенно возрастает от нуля до ^ибольшего нормального значения а с увеличением толщины микро-Мелей /? до полного их раскрытия (при h >/?„, ап = а).
Поверхностно-активные молекулы стремятся покрыть всю развивающуюся внутри деформируемого тела доступную им поверхность ^икрощелей равномерным адсорбционным слоем.
Молекулы ПАВ проникают из пенной системы в микрощели не в )езультате впитывания жидкости данной вязкости в систему узких пор
4 капилляров по законам гидродинамики, а вследствие двухмерной Миграции отдельных молекул ПАВ под влиянием двухмерного давления 34оль обеих поверхностей щели. Это обеспечивает быстрое проникнове-
147
ние адсорбционных слоев коллоидных и высокомолекулярных анионны> ПАВ в микрощели зоны предразрушения, причем в отличие от гидр0 динамического проникновения оно зависит от толщины микрощелц
Действие поверхностно-активных веществ значительно усиливается во время длительного нахождения пенной системы в пористой среде особенно в нагруженном состоянии, близком к пределу прочности. Зонд предразрушения в присутствии добавок поверхностно-активных веществ развивается, а трещиноватость в ней возрастает — микротрещины ста новятся глубже и число их в единице объема увеличивается. Это и вызы. вает наибольшее облегчение раскалывания породы, причем наибольший эффект достигается через более продолжительное время.
Расклинивающее действие находится в тесной связи с толщиной соль-ватных оболочек, образующихся в результате проникновения многокомпонентной пенной системы в микротрещины пород-коллекторов. За счет расширения микротрещин и сохранения их в раскрытом состоянии вследствие расклинивающего давления и образования адсорбционных слоев удается вовлечь в разработку низкопроницаемые пласты и прослои. Рассмотрев сущность расклинивающего давления и адсорбционных слоев и влияние этих явлений на процессы расширения существующих и создания новых микрощелей в продуктивных пластах, особенно низкопроницаемых, можно рекомендовать некоторые технологические приемы при закачке многокомпонентной пены с целью извлечения остаточной нефти из нефтенасыщенных зон продуктивного объекта, не принимающего участия в работе скважины. К этим технологическим приемам можно отнести следующие.
1. Продавливание пены в пласт проводить на малых скоростях (например, при расходе жидкости от 2 до 0,1 л/с). Эти цифры могут изменяться как в большую, так и в меньшую сторону, в зависимости от приемистости пласта и допускаемого максимального давления продавки для данного конкретного случая.
2. Продавливание в пласт начинать при незначительных расходах (например 0,1 л/с) с постепенным его увеличением. Степень аэрации (газосодержание пены) может иметь постоянную величину.
Такой технологический прием по идее должен обеспечить расширение существующих и создание новых микротрещин в пласте, что может облегчить дальнейшее проникновение пены в глубь пласта при уже больших расходах жидкости.
3. После достижения максимального давления на устье скважину выдержать в течение некоторого времени (от 12 до 24 ч), затем постепенно вновь продавить пену при самых минимальных расходах до достижения прежнего максимального давления. Эту операцию следует повторить два-три раза. После этого скважину выдерживают в течение 2—4 сут
Применение знакопеременных давлений по идее должно способствовать сохранению в раскрытом виде микротрещин, как имевшихся, таК и вновь образованных. А это, в свою очередь, обеспечит постоянный при ток нефти из низкопроницаемых пластов.
Краткое рассмотрение физико-химии поверхностных явлений пРи
148
енительно к процессам ограничения притока воды в скважину и ин-енсификации добычи нефти с применением пенных систем позволяет. следующие выводы. С помощью многокомпонентной пенной
можно ограничить приток воды в скважину, очистить призабой-wto зону от кольматирующих пласт веществ, извлечь остаточную нефть л низкопроницаемых пластов.
,ЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОДЫ В СКВАЖИНУ К ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ ПЕНЫ
Как показали промышленные испытания и опыт внедрения двухфазных пен, пенные системы, несколько ограничивая приток воды в ;кважину, одновременно способствуют интенсификации добычи нефти и месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки.
Многокомпонентная пена, как и двухфазная, обладает селективными ;войствами при закачке ее в призабойную зону пласта. Пена, попадая j нефтенасыщенную часть пласта, разрушается, а в водонасыщенной шсти создает препятствие продвижению пластовых вод. Происходит но потому, что ее пузырьки прилипают к поверхности водопровода щих «налов и тем самым оказывают препятствие продвижению воды.
Кроме того, пенная система, диспергируя глинистые частицы или фугие вещества, кольматирующие пористую среду, очищает поровые «налы и тем самым способствует увеличению работающей мощности шста.
ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕД ЬЯВЛЯЕМЫЕ К ВЫБОРУ СКВАЖИН
Одно из основных требований, предъявляемых к технологическому процессу ограничения притока воды в скважину и интенсификации добычи нефти, - правильный выбор скважины для проведения в них процесса с применением многокомпонентной пены.
Коллекторские свойства залежи должны обеспечивать необходимую приемистость при допустимом давлении на эксплуатационную колонну во время осуществления технологического процесса закачки многокомпонентной пены в пласт.
Главные факторы при выборе скважины, которые следует учитывать, следующие: текущая нефтенасыщенность продуктивной толщины пласта, характер выработки запасов, источник обводнения, приемистость пласта.
Нецелесообразно проводить работы по ограничению притока воды Многокомпонентной пеной в скважинах, обводняющихся посторонней Опорной водой (верхней или нижней) . Ограничение притока воды с "Рименением многокомпонентной пены можно проводить в скважинах, 5*сплуатирующих месторождения, находящиеся на различных стадиях ^зработки. Предельной степенью обводненности продукции скважин, 3 Которых должны проводиться работы по ограничению притока воды ^ногокомпонентной пеной, следует считать до 95-98 %.
149
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
Для получения пены из пенообразующего раствора применяют ком прессорные передвижные установки:
производительностью 8—10 мэ/мин с давлением 8,0—10,0 МПа;
производительностью 12-16 м3/мин с давлением 25,0 МПа.
В качестве агрегатов для подачи в аэратор пенообразующего раствора используют агрегаты Азинмаш-35 и ЦА-32ОМ.
Для получения мелкодисперсной пены применяют специальное ус. тройство — аэратор.
Для получения устойчивой пены важное значение имеет правильное хранение ПАВ, стабилизатора и химреагентов и тщательное приготовление растворов.
Емкости для хранения ПАВ и стабилизатора, приготовления раство ров и для перевозки их должны быть чистыми,
НГДУ "Чекмагушнефть" разработало и применяет специальный растворный узел (РУ) для приготовления двухфазной пены, схема которого показана на рис. 14>
Растворный узел состоит из двух емкостей /, предназначеных для хранения ПАВ; одной емкости 2 для накопления воды; емкости 3 объе-
Пар
- ( ( -ч 1 I ' 1 1 1 1 м 1 1 1 1 1 1 ' N \ i ^ v 1 d i i i i ^ i t _
Г
Вода пресная
Рис. 14. Схема растворного узла
150
14 м3 для готового раствора; емкости 4 объемом 14 м3 для при-сотовления КМЦ, на крыше которой установлено смесительное устрой-flBO 5. Смесительное устройство представляет собой изогнутую по радиусу цилиндрической емкости насосно-компрессорную трубу диаметром 62 мм, обвязанную с выкидной линией поршневого насоса 6 (тип 9 МГР) (1 имеющую сопла, проходящие в отверстия на крыше емкости 4. Сопла направлены под различными углами внутрь емкости (два из них опущены до дна) для обеспечения перемешивания КМЦ во всем объеме. Все перечисленные емкости связаны с насосом 6 через трехходовой кран 7.
Для дозирования ПАВ и раствора КМЦ, а также учета количества готового пенообразующего раствора предназначен счетчик 8, для предотвращения засорения которого предусмотрен фильтр 9.
Емкости 7 и 2 объемами по 32 м3 обогреваются паром с целью сох-эанения качества пенооборазователя в зимних условиях при низкой тем-1ературе окружающей среды.
Описанный растворный узел можно использовать также для при-•отовления пенообразующего раствора при получении многомопонент-ной пены на основе силиката'натрия и хлористого кальция. Для этого необходимо установить дополнительные емкости.
В НГДУ "Чекмагушнефть" на одну скважино-операцию использовали 40 MJ пенообразующего раствора. Этот объем готовили на РУ следующим образом.
Расчетное количество КМЦ (300—400 кг) засыпают в емкость 4, в которую предварительно заливают 12 м3 пресной воды с температурой 40—50 °С. С помощью насоса создается круговая циркуляция через смесительное устройство, в результате чего КМЦ растворяется. После полного его растворения (определяют визуально) 4 м3 раствора перекачивается в емкость 3, туда же добавляют 0,65 м3 пенообразователя и воду до суммарного объема жидкости в емкости, равного 13м3. Готовый раствор с помощью автоцистерн доставляют на скважину.
Для приготовления расчетного количества пенообразующего раствора, предусмотренного для закачки в пласт, смешение его компонентов в емкости повторяют.
Существующая обвязка на растворном узле позволяет перекачивать жидкость из одной емкости в другую, в автоцистерны; позволяет точно дозировать компоненты пенообразующего раствора, что повышает качество закачиваемой в пласт пены; сокращает время и затраты на закачку пены в пласт.
Указанный растворный узел предназначен для приготовления пенообразующего раствора с целью получения двухфазной пены. Для получения многокомпонентной пены следует предусмотреть дополнительные емкости.
ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЕ ВЕЩЕСТВА И РЕАГЕНТЫ
Пенообразующий раствор, используемый для получения многокомпонентной пены, содержит пенообразователь, стабилизатор, аполярный реагент (нефть), хлористый кальций и силикат натрия.
Пенообразователь. В качестве пенообразователя используют кол. лоидные поверхностно-активные вещества (ПАВ), например, OR-1Q сульфонол и др.
Коллоидные поверхностно-активные вещества характеризуются, подобно всем ПАВ, незначительной истинной растворимостью и способ-ностью снижать поверхностное и межфазнее натяжение в разбавленных растворах вследствие адсорбции и ориентации молекул на поверхности раздела. Однако наряду с этим при некоторой концентрации — критической концентрации мицеллообразования (ККМ) — в растворе начинают образовываться агрегаты молекул — мицеллы, вследствие чего общая растворимость ПАВ, обусловленная образованием наряду с истинным также и коллоидного раствора, резко увеличивается, тогда как молекулярная растворимость остается неизменной и равной растворимости ККМ.
Для того чтобы ПАВ было способно образовывать мицеллы, оно должно удовлетворять двум требованиям — с одной стороны, иметь достаточно большой углеводородный радикал; снижающий растворимость в воде, а с другой — обладать достаточно сильной полярной группой, способствующей его растворимости. Этому требованию удовлетворяют ПАВ типа ОП-10, сульфонол.
Стабилизатор. В качестве стабилизатора можно использовать карбо-ксиметилцеллюлозу (КМЦ) и модифицированную метилцеллюлозу (ММЦ). Для образования устойчивой пены необходимо применять КМЦ-600.
Аполярный реагент. В качестве аполярного реагента в промысловых условиях целесообразно применять обезвоженную и дегазированную нефть.
Силикат натрия (жидкое стекло). Силикат натрия в зависимости от исходного полупродукта (силиката-глыбы) имеет два вида: содовый — густая жидкость желтого или серого цвета; содовый сульфатный -густая жидкость от желтого до коричневого цвета. В обоих видах натриевого жидкого стекла не должно быть механических включений, видимых невооруженным глазом.
Кальций хлористый технический выпускают трех марок: кальцинированный двух сортов — в виде порошка и гранул; плавленый двух сортов — в виде порошка, чешуек и гранул; жидкий двух сортов. Размер частиц хлористого кальция (в виде чашуек и гранул) не должен быть выше 5 мм. Содержание хлористого кальция в продукте разных марок составляет от 96 до 32 %.
Пенообразующий состав для образования многокомпонентной пены
Пенообразующий состав, используемый для ограничения водопритока в скважину, содержит следующие компоненты, %
пенообразователь (ОП-10, сульфонол).........0,5—3
стабилизатор (КМЦ-600).................0,5-1,5
нефть..............................0,05-0,1
152
силикат натрия........................5—13
,<яористый кальций.....................1—5
9ода..............................Остальное
Назначение каждого из компонентов и роль их в получении высокоустойчивой пены выражается в следующем.
Коллоидные ПАВ (сульфонол, ОП-10) и высокомолекулярное анионное поверхностно-активное вещество КМЦ-600 образуют более устойчивую пену, чем при использовании только коллоидных ПАВ. Однако полученная при этом пена недостаточно устойчива (30—40 C/CMJ) . Поэтому к указанным компонентам добавляют некоторые другие реагенты, например, нефть, силикат натрия, хлористый кальций.
Установлено, что только при сочетании коллоидного ПАВ (сульфонол, ОП-10), анионного высокомолекулярного ПАВ (КМЦ-600) с нефтью, хлористым кальцием и силикатом натрия достигается высокая устойчивость пены. Реакция хлористого кальция СаС!2 с силикатом натрия ЫагЗЮз сводится в основном к адсорбции кремнеземом Са (ОН) 2, образовавшимся в результате взаимодействия ОН~~ и Са2+.
Второй этап этого процесса заключается в образовании тонкодисперсного гидратированного силиката кальция. На границе жидкость — газ образуется пленка из коллоидно-дисперсных Частиц.
Физическое следствие действий поверхностно-активных веществ и добавок на поверхность раздела жидкость — газ — повышенная устойчивость пены.
В табл. 32 приведены результаты лабораторных исследований устой-Таблица 32
Массовая доля компонентов, % Устойчи-
вость,
ПАВ КМЦ-600 силикат хлористый нефть с/см3
натрия кальций
1,5 1,5 10 2 0,05 161
1,5 1,5 10 5 0,05 —
1,5 1,5 13 2 0,06 75
1,5 1,5 13 5 0,05 -
Сульфонол
3,0 1,5 10 2 0,05 1960
3,0 1,5 10 6 0,06 2060
3,0 1,5 13 2 0,05 1650
3,0 1,5 13 5 0,05 Э100
1,5 1,5 10 2 0,05 600
1,5 1,5 10 5 0,05 414
1,5 1,5 13 2 0,05 560
1,5 1,5 13 5 0,05 585
ОП-10
3,0 1,5 10 2 0,05 670
3,0 1,5 10 5 0,05 202
3,0 1,5 13 2 0,05 366
3,0 1,5 13 5 0,05 355
153
чивости пен на основе пенообразователя, стабилизатора, нефти, силиката натрия и хлористого кальция.
Результаты лабораторных исследований позволяют рекомендовать для использования в промысловых условиях следующий пенообразую-щий состав (оптимальный) на основе сульфонола и ОП-10.
Пенообразующий состав на основе сульфонола, содержащий компоненты (массовые доли, %) :
Сульфонол..........................3,0
КМЦ-600.........................1,5
Нефть............................0,05
Силикат натрия (жидкое стекло)............13,0
Хлористый кальций.....................5,0
Пресная вода.........................Остальное
Пенообразующий состав на основе ОП-10, содержащий компоненты (массовые доли, %) :
оп-ю............................з,о
КМЦ-600...........................1,5
Нефть.............................0,05
Силикат натрия (жидкое стекло)............10,0
Хлористый кальций.....................2,0
Пресная вода.........................Остальное
ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ПЕНООБРАЗУЮЩЕГО СОСТАВА ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ МНОГОКОМПОНЕНТНОЙ ПЕНЫ
Как показали лабораторные исследования, реагенты в водный раствор, из которого затем образуют пену, следует вводить в определенной последовательности.
Нарушение технологии приготовления пенообразующего состава не позволит обеспечить однородность раствора, что существенно снизит устойчивость пены. Технология его приготовления следующая.
В рассчитанное по рецептуре количество пресной воды при перемешивании загружают КМЦ-600 и оставляют на сутки для набухания; чтобы улучшить растворение, используют подогретую воду (40—45 °С). Через сутки в раствор КМЦ-600 загружают необходимое количество ПАВ и тщательно перемешивают до полного их растворения, а затем загружают рассчитанное количество нефти и вновь тщательно перемешивают полученный раствор. Затем в отдельной емкости в небольшом объеме (20—30 %) приготовленной смеси КМЦ-600, ПАВ и нефти растворяют расчетное количество хлористого кальция, а в оставшейся части (80—70 %) растворяют жидкое стекло (силикат натрия). Затем оба раствора сливают и тщательно перемешивают до получения однородного состава.
Пример приготовления 1 м пенообразующего раствора
1, В 804 кг пресной воды при перемешивании загружают 16 кг КМЦ-600 и оставляют на сутки для набухания; чтобы улучшить растворение, используют подогретую воду (40—50° С) .
2. Через сутки в раствор КМЦ-600 при перемешивании загружают 65 кг сульфонола и тщательно перемешивают до полного его растворения.
154
3. В раствор КМЦ-600 и сульфонола загружают 0,5 кг нефти, полученный раствор тщательно перемешивают.
4. В отдельной емкости в небольшом объеме (20—30 %) приготовленного раствора КМЦ-600, сульфонола и нефти растворяют 54 кг хлористого кальция (сухое вещество).
5. В оставшуюся часть (80—70 %) раствора КМЦ-600, сульфонола и нефти добавляют при перемешивании 140 кг жидкого стекла (силиката натрия) .
6. Раствор с хлористым кальцием и раствор с силикатом натрия сливают вместе к перемешивают до получения однородного состава.
7. Приготовленный таким образом пенообразующий раствор закачивают в нагнетательную линию (в наружную трубу аэратора) , идущую в скважину, с одно-зременной подачей воздуха из компрессора (во внутреннюю перфорированную грубу аэратора) .
При приготовлении пенообразующего состава на основе ОП-10 содержание в нем активного вещества принимают за 100 %, т. е, концентрацию товарного продукта ОП-10 принимают согласно рецептуре (3 %) .
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОДЫ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Перед закачкой пены в пласт необходимо осуществить подготовительные работы, комплекс которых состоит из проверки состояния эксплуатационной колонны; определения приемистости пласта; определения необходимости применения пакера, которая обусловливается давлением нагнетания пены в пласт.
Закачку пены в пласт можно осуществить по нескольким технологическим схемам: - .
создание пены на поверхности с помощью аэратора и закачка ее в пласт через НКТ;
закачка пены в пласт через затрубное пространство без подъема подземного оборудования.
Выбор той или иной схемы зависит от конкретных условий: пластового давления, приемистости пласта, количества и типа компрессоров, необходимой степени аэрации, требуемого объема пены и др.
Необходимость применения пакера выясняется в каждом конкретном случае в зависимости от приемистости скважины и состояния эксплуатационной колонны.
В скважинах с низким пластовым давлением и имеющих высокую приемистость закачку пены возможно проводить по второй схеме, т. е. без подъема подземного оборудования.
Закачка многокомпонентной пены в пласт.
1. После проверки состояния забоя скважины насосно-компрессорные трубы устанавливают у нижних перфорационных отверстий или в середине фильтра.
2. В скважину через насосно-компрессорные трубы закачивают 2—2,5 объема НКТ водного раствора ПАВ с концентрацией его 0,5—1 % (предпочтительно при этом использовать ОП-10) . При этом кольцевое пространство находится в открытом состоянии. Применение раствора ОП-10 объясняется тем, что этот пенообразователь обладает лучшей проникающей способностью и производит лучшую очистку поровых каналов, что
155
при прочих равных условиях позволяет закачать в пласт большой объем пены.
3. Закачивают 2—3 мл пенообразующего раствора, из которого получают многокомпонентную пену (нижняя буферная жидкость) .
4. Поверх нижней буферной жидкости закачивают многокомпонентную пену, приготовленную на дневной поверхности с использованием аэратора.
5. Поверх многокомпонентной пены вновь закачивают 2—3 м пенообразующего раствора того же состава, что и нижняя буферная жидкость (верхняя буферная жидкость) .
6. После вытеснения многокомпонентной пеной половины нижней буферной жидкости из НКТ закрывают затрубное пространство и приступают к продавке пены в пласт.
7. По окончании закачки в скважину нижней буферной жидкости оставшуюся в НКТ пену и верхнюю буферную жидкость продавливают в пласт водным раствором ОП-10 (с концентрацией 0,5-1 %) в количестве 1,5—2 объема НКТ, т. е. в призабойную зону проникает еще 0,5—1 объема НКТ водного раствора ОП-10, который способствует проталкиванию пены и буферных жидкостей в глубь пласта.
8. Количество многокомпонентной пены (в расчете на пенообразую-щий раствор) в зависимости от проницаемости пласта и состояния эксплуатационной колонны принимают 10—40 м3, а степень аэрации 1,5—2 в пластовых условиях.
9. Для получения степени аэрации 1,5—2 в пластовых условиях при постоянном значении подачи компрессора изменяют расход жидкости с помощью специального делителя.
Степень аэрации
?*_, (52)
где Qr — расход газа в атмосферных условиях, л/с; Ож — расход жидкости, л/с; РО — атмосферное давление; р — давление, развиваемое при закачке пены в пласт.
Степень аэрации при использовании компрессора производительностью 8 мэ/мин и давлении 8,0 МПа приведена в табл. 33.
Степень аэрации при использовании компрессора производительностью 16 м3/мин и давлении 25,0 МПа приведена в табл. 34.
10. Закачка пены в пласт по первой схеме осуществляется следующим образом.
С помощью агрегата ЦА-320 М пенообразующий раствор подают в наружную трубу аэратора, а от компрессора сжатый воздух поступает во внутреннюю перфорированную трубу аэратора. Образующаяся в аэраторе пена по линии высокого давления нагнетается в НКТ.
Для возможности снижения расхода жидкости с целью достижения
высокой степени аэрации -используют делитель с кранами высокого давления.
156
Таблица 33
°ж- л/с р,МПа
0,1 3,0 5,0 8,0
5 27 0,89 0,53 0,33
4 33 1,11 0,67 0,42
3 44 1,48 0,89 0,56
2,5 53 1,78 1,07 0,67
2 67 2,22 1,33 0,83
1,5 89 2,96 1,78 1,11
1 133 4,41 2,67 1,67
0,5 267 8,89 5,33 3,33
0,3 444 14,81 8,89 5,56
Для предотвращения попадания жидкости в компрессор и воздуха в агрегат в схеме предусмотрены обратные клапаны. При необходимости устанавливают пакер.
11. Закачка пены в пласт по схеме, когда пена закачивается через затрубное пространство без подъема подземного оборудования, проводится также с использованием нижней и верхней буферной жидкости.
12. Последовательность закачки в пласт многокомпонентной пены по указанной в п. 11 схеме осуществляют следующим образом:
при открытой устьевой задвижке в затрубное пространство закачивают 5—6 MJ 1 %-ного водного раствора ОП-10;
поверх водного раствора ПАВ закачивают нижнюю буферную жидкость в количестве 3—4 м3 и заданный объем многокомпонентной пены;
поверх многокомпонентной пены закачивают верхнюю буферную жидкость в количестве 3—4 м3;
по достижении многокомпонентной пены башмака НКТ закрывают устьевую задвижку и продолжают закачку верхней буферной жидкости
Таблица 34
ОЖ) л/с р, МПа
0,1 3,0 5,0 8,0 10,0 12,0 15,0 20,0
5 53 1,78 1,07 0,67 0,53 0,44 0,36 0,27
4 67 2,22 1,33 0,83 0,66 0,56 0,44 0,33
3 89 2,96 1,78 1,11 0,89 0,74 0,59 0,44
2,5 107 3,56 2,13 1,33 1,07 0,89 0,71 0,53
2 133 4,44 2,67 1,67 1,33 1,11 0,89 0,67
1,5 178 5,93 3,56 2,22 1,78 1,48 1,19 0,89
1 267 8,89 5,33 333 2,67 2,22 1,78 1,33
0,5 533 17,78 10,67 6,67 5,33 4,44 3,56 2,67
0,3 689 29,63 17,78 11,11 8,89 7,41 5,93 4,41
157
в затрубное пространство и водного раствора ПАВ для задавки в пласт многокомпонентной пены и буферных жидкостей.
Закачав в пласт заданное количество многокомпонентной пены ц верхней буферной жидкости, поверх нее продавливают в пласт еще 2—3 м3 водного раствора ОП-10 с целью продвижения многокомпонентной пены в глубь пласта.
13. Продавка в пласт многокомпонентной пены осуществляется до достижения допустимого максимального давления на эксплуатационную колонну.
14. Количество многокомпонентной пены (в расчете на пенообразу-ющий раствор) в зависимости от приемистости призабоинои зоны пласта и его толщины принимают в пределах 20—60 м3.
15. Степень аэрации при закачке пены в пласт по второй схеме определяется в зависимости от величины максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну.
16. После закачки пены в пласт по указанным схемам скважину выдерживают 48—72 ч, а затем приступают к работам по ее освоению.
17. В процессе освоения и эксплуатации скважины депрессии на забой не должны превышать значения депрессии при эксплуатации скважины до закачки пены в пласт.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
I. Комбинированная обработка бурового раствора реагентом Т-66 при вскрытии пластов, содержащих сероводород / Э.А. Ахметшин, С.М. Троценко, З.И. Юну-сов и др. - Бурение, 1980, № 11, с. 26-27.
I 2. Бирюкова Н.В., Козлова А.Е. Разработка составов и исследование инверт-•но-эмульсионных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов. — Бу-Ьение, 1982, № 9, с. 35-37.
3. Выжигин Г.Б., Еньков О.Н. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов путем перфорации. — Бурение, 1979, № 12, с. 7—9,
4. Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов / Г.Б. Выжигин, Л.Р. Кейльман, А.А. Пилов и др. - Бурение, 1980, № 10, с. 6—8.
5. Детков В.П., Горбачев В.М. Тампонажные растворы с метоксиаэросилом для ремонтно-изоляционных работ. — Нефтепромысловое дело, 1978, № 4, с. 11 — 14.
6. Дцпшев Р.Н., Мухарский Э.Д., Николаев В.А. Динамика разработки многопластовой залежи и выделение объектов эксплуатации. — Нефтяное хозяйство, 1979, № 3, с. 35-40.
Т.Жженов В.Г., Ермолаев Ю.Н. Вскрытие нефтяных пластов, содержащих сероводород в режиме депрессии. — Нефтяное хозяйство, 1979, № 1, с. 20—22.
8. Жужлев М.А., Чудновский М.С, Бурхайло В.А. Опыт вскрытия газонефте-проявляющих пластов на месторождении Узень. — Бурение, 1980, № 9, с. 7—8.
9. Калашников Б.М., Юсупов И.Г., Сивухин А.А. Анализ результатов применения гипана для изоляции притока вод. — Нефтепромысловое дело, 1981, № 4, с. 25-27.
10. Касьянов Н.М., Рахматулпин Р.К., Штырлин В.Ф. Прогнозирование качества вскрытия по результатам лабораторных исследований. — Бурение, 1980, № 6, с. 11-14.
II. Касьянов Н.М., Рахматуллин Р.К. Исследование влияния инвертных эмульсионных растворов на качество вскрытия продуктивного пласта. — Бурение, 1981, № 6, с. 1 7-20.
12. Эффективность изоляционных работ с применением пеноцементного раствора в НГДУ "Лениннефть"/Б.М. Керимов, А.А. КоДжанов, М.А. Агдамский и др. — Нефтепромысловое дело, 1980, № 1, с. 28-30.
13. Мазур В.П., Попов О.В. Влияние качества вскрытия продуктивных пластов на показатели строительства скважин. — Нефтяное хозяйство, 1979, № 3, с. 15—17.
14. Мелик-Пашаев B.C. Геология, разведки и разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1979.
15. Опыт вскрытия продуктивных горизонтов с АВПД и высоким содержанием НзЗ и СС>2 на Астраханском газоконденсатном месторождении / Н.В. Мязинов, Б.В. Якубенко, Ю.Н. Соколов и др. - Бурение, 1980, № 9, с. 11-13.
16. Моллаев Р.Х. Повышение эффективности селективного ограничрния водо-притоков в скважинах. — Нефтепромысловое дело, 1981, № 4, с. 28—29.
17. Праведников Н.К., Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Ограничение притока и изоляция вод на месторождениях Западной Сибири. — Нефтепромысловое дело,
1981, №8, с. 21-22.
18. Поддубный Ю.А., Кан В.А. Эффективность селективной изоляции подошвенной воды. — Нефтепромысловое дело, 1982, № 12, с. 11—12.
19. Применение вязкоупругих составов для изоляции водопритоков в скважинах месторождения Узен.ь/Я.М. Расизаде, А.А. Дергачев, М.Д. Батырбаев. — Нефтепромысловое дело, 1980, № 2, с. 3—4.
20. Вскрытие продуктивных отложений с промывкой их полимерными растворами / А.У. Шарипов, Б.З. Кабиров, К.В. Антонов. — Нефтяное хозяйство, 1982, №3, с. 14-16.
21. Технология вскрытия продуктивных пластов с аномально низким пластовым давлением / P.M. Ризванов, З.М. Шахмаев, П.С. Баландин и др. - Бурение,
1982, № 5 г 1R-1K
159
22. Результаты применения буровых растворов на углеводородной основе при заканчивании скважин в Татарии / Н.И Рылов, Р.А. Хабибуллин, Г.И. Захарова и др. - Бурение, 1981, № 11, с. 10-13.
23. Тосунов Э.М., Комиссаров А.И., Моллаев Р.Х. Применение полимеров для изоляции притока посторонних вод. — Нефтепромысловое дело, 1978, № 3, с. 15—17
24. Тосунов Э.М., Яровой В.А., Комиссаров А.И. Применение пен для ограничения водопритоков в скважины объединения "Грознефть". — Нефтепромысловое дело, 1978, №10, с. 13-15.
25. Хасанов Б.Э., Левкин Н.М. Совершенствование методов изоляции водопритоков в нефтяных скважинах. — Нефтепромысловое дело, 1981, № 9, с. 21—22,
26. Хачатуров P.M. Ограничение водопритоков в глубоких скважинах объединения "Грознефть". — Нефтепромысловое дело, 1981, № 5, с. 20—21.
27. Хачатуров И.Е., Касьянов Н.М., Бринцев А.И. Заканчивзние скважин с промывкой ТИЭР в условиях высоких температур. — Бурение, 1982, № 7, с. 22—24.
28. Чорный М.И., Антонишин Г.И. Оценка качества вскрытия продуктивных отложений при бурении скважин в Предкарпатье. — Бурение, 1983, №9, с. 10—11.
29. Селективная изоляция подошвенных вод пласта АВ4 — $ на Самотлорском месторождении / В.А. Шумилов, В.М. Горбачев, В.Г. Сафин и др, — Нефтепромысловое дело, 1982, № 3, с. 6—8.
СОДЕРЖАНИЕ
Сохранение естественной проницаемости нефтегазового пласта в процессе его вскрытия и крепления скважины........ 3
Вскрытие продуктивного пласта.......... 3
Применение растворов на углеводородной основе для вскрытия
продуктивных пластов............. 10
Другие виды промывочных жидкостей........ 18
Конструкция забоя скважины и цементирование эксплуатационной колонны............... 19
Вскрытие продуктивного пласта с применением пен .... 25 Технология вскрытия пласта с применением пен путем зарезки
второго ствола в добывающих скважинах....., . 37
Промывка песчаных проб (вторичное вскрытие пласта) двухфазной пеной................ 49
Пути повышения качества вскрытия продуктивного пласта бурением 56
Перфорация и освоение продуктивного пласта ....... 59
Интервал и плотность перфорации......... 59
Освоение пластов, входящих в единый эксплуатационный объект 69
Освоение скважин............. . 76
Существующие способы вызова притока жидкости и газа из пласта 76 Выбор метода вызова притока жидкости и газа из пласта . . 79 Технологические основы вызова притока жидкости и газа из пласта с применением пенных систем......... 83
Технология вызова притока жидкости и газа из пласта с применением пенных систем............ 94
Технология освоения скважин с одновременной очисткой приза-
бойной зоны пласта с помощью пенных систем..... 102
Ограничение притока и изоляция вод ......... 117
Технология цементирования скважин под давлением . . . . 117 Ограничение поступления вод и их изоляции с применением пено-
цементного раствора............. 128
Ограничение поступления вод и их изоляция с применением высокомолекулярных соединений . ......... 130
Физико-химические явления, происходящие в призабойной зоне
после закачки пены в пласт........... 132
Технология ограничения притока воды в скважину и интенсификация добычи нефти с использованием многокомпонентной пены 149
На главную страницу