Жидкости заканчивания и глушения: обзор рынка

Жидкости заканчивания и глушения сегодня массово применяют при испытаниях продуктивного пласта, интенсификации притока флюида, с ремонтно-­восстановительными процессами при проведении текущего и капитального ремонта скважин. От правильного подбора и качества жидкостей напрямую зависит дебит, а значит, и рентабельность всего проекта.

Как же сделать верный выбор? На какие факторы следует обратить внимание? И как отечественные производители решают проблему зависимости от импортного сырья?

Какие требования к жидкостям для заканчивания и глушения предъявляют сервисные компании?

Большинство специалистов сходятся в том, что важны плотность, низкая коррозионная активность, температура кристаллизации и сохранение коллекторских свой­ств пласта. Также, по словам экспертов, не менее важными, а зачастую приоритетными являются экономическая составляющая, реологические свой­ства, экологичность и возможность многоразового применения.

Руководитель проектов по глушению скважин АО «Полиэкс» Анатолий Кобяков к этому перечню добавляет безопасное проведение ремонтных и профилактических работ; низкое содержание взвешенных частиц (КВЧ) и наличие специальных реагентов (добавок), нивелирующих отрицательное воздействие водных рассолов на коллекторские свой­ства пласта. Речь идёт прежде всего о гидрофобизаторах, ингибиторах коррозии и солеотложений.

«Наиболее важным фактором в выборе жидкости глушения является уровень пластового давления, с учётом которого возникает необходимость обеспечения расчётной плотности и стабильности раствора во времени, низкой коррозионной активности, температуры кристаллизации и минимальной стоимости.

Также стоит учитывать особенности геолого-­физического строения объекта разработки. Например, аномально низкие или высокие пластовые давления, нормальные условия, скважины после гидроразрыва пласта и т. д.», — отметил Анатолий Кобяков.

В качестве важного требования к жидкостям глушения эксперты назвали криостабильность. Встаёт вопрос, как правильно оценивать этот критерий. По словам заместителя технического директора по реагентам для глушения скважин АО «Полиэкс» Николая Скрипки, здесь нужно разделять «температуру застывания ― метод Б» и «истинную температуру кристаллизации».

«Суть первого подхода заключается в предварительном нагревании образца испытуемого реагента с последующим охлаждением его с заданной скоростью до температуры, при которой образец остаётся неподвижным (в наклоненной под углом 45° пробирке). Эту отсечку принимают за температуру застывания. Однако данный метод лишь определяет потерю текучести испытуемых составов, при этом не несёт в себе информацию по истинной кристаллизации составов.

В свою очередь, истинная температура кристаллизации ― это значение, при котором происходит фазовый переход с выпадением солей из раствора при наличии достаточного времени и надлежащих условий формирования центров кристаллизации. Появление осадка в резервуарах приводит к снижению плотности жидкости глушения, кристаллизации в солевых растворах и может вызвать закупорку трубопроводов и заклинивание насосов.

Таким образом, стоит выделять следующие значения: ТППК (температура появления первого кристалла), ИТК (истинная температура кристаллизации), ТРПК (температура растворения последнего кристалла). Было бы хорошо, если бы и производители, и потребители одинаково подходили к трактовке этих понятий», ― объяснил Николай Скрипка.

Минимизируем риски и побочные эффекты

Без жидкостей заканчивания и глушения уже невозможно представить современную нефтегазовую отрасль. Но здесь стоит учитывать, что их использование влечёт за собой риски и побочные эффекты, которые могут негативным образом сказаться на продуктивности скважины.

О том, что проникновение жидкости глушения в пласт приводит к ухудшению дебита скважины, говорил в своём выступлении на Технологическом саммите TNF представитель ООО «ИнТех» Андрей Коротченко. Подобная ситуация может возникнуть из-за неправильного выбора типа жидкости, ошибок в расчёте её плотности, отсутствия информации о размерах поровых каналов и характере распределения пор по размерам, создания на забое избыточных решений, перечислил эксперт.

Впрочем, есть и хорошие новости: при грамотном подходе их можно если не полностью устранить, то минимизировать. Так, г-н Коротченко среди методов решения этой проблемы назвал лабораторные испытания на керне по определению пористости породы, регулирование плотности и вязкости жидкости, меры для ограничения её движения внутрь пласта. Также эксперт предлагает использовать кольматанты и полимеры для увеличения вязкости с учётом пластовых температур.
Впрочем, искать выход стоит не только в технологической, но и в организационной плоскости.

«Сейчас требования к жидкостям глушения различаются в разных компаниях, я считаю, это неправильно. Они должны быть отраслевыми. Многие выпускают по ТУ, что означает разный процент основного вещества.

И это тоже одна из причин снижения дебита. Сейчас ведём переговоры с ИНТИ (Институтом нефтегазовых технологических инициатив) о разработке единых стандартов, чтобы всё было прозрачно, единообразно, удобно. Считаю, что это позволит вывести глушение на новый уровень. Да, это не та технология, которая позволяет наращивать нефтеотдачу, но она может помочь её сохранить», — отметил Андрей Коротченко.

Таким образом, стоит внимательно подходить к подбору солевых растворов. Ошибка здесь может привести к серьёзным последствиям как в процессе бурения, так и при проведении работ с продуктивным пластом. При этом риски возрастают в сложных горно-­геологических условиях и при отсутствии направленной химической подготовки по регулированию технологических свой­ств жидкостей.

«В таких условиях состав должен обладать следующими параметрами: низкой коррозионной активностью, которая достигается наличием в составе ингибиторов коррозии и солеотложений, необходимой реологией за счёт введения загущающих компонентов, низким поверхностным натяжением, которое обеспечивается использованием добавок поверхностно-­активных веществ (ПАВ), наличием поглотителей сероводорода (ПС).

Поэтому необходимо в обязательном порядке осуществлять комплексный подход при выборе жидкости глушения, учитывающий технологические особенности всех работ по заканчиванию и капитальному ремонту скважин, путём введения соответствующих химических реагентов», — подчеркнул Николай Скрипка.

Работаем в условиях аномальных давлений

Особенности процессов в скважинах с аномальными пластовыми давлениями стали главной темой дискуссионной сессии «Жидкости заканчивания и глушения в условиях АВПД: как управлять рисками в процессе глушения» в рамках Технологического саммита ТNF.

«Глушение таких скважин в любом случае приводит к тому, что мы ухудшаем дебит. Печально, что мы воспринимаем это как данность. Ущерб можно снизить, если не только использовать жидкости глушения, но и подходить к этой проблеме инженерным способом. Все методы глушения сегодня так или иначе связаны с большими репрессиями на пласт. Это поглощение жидкости глушения, создание химизма и необратимых эмульсий в пласте, которые потом снижают дебиты. Наиболее чувствительны газовые скважины, они теряют до 70% дебита», — описал ситуацию Андрей Коротченко.

Осложнения, возникающие при глушении скважин с АВПД, эксперт разделил на геологические (низко проницаемые коллекторы, скважины с АВПД и высоким газовым фактором), технологические (скважины с двумя и более вскрытыми пластами одновременно, горизонтальные стволы, в том числе с МГРП), технические (скважины с НЭК, нарушением лифта НКТ ВСО или коротким лифтом ВСО).

Ещё один спикер сессии Технологического саммита Дмитрий Криворуцкий из ООО «Нефтесервисная компания «Акрос» выделил следующие технологические вызовы при заканчивании скважин с АВПД:

• получение плотности с достаточным противодействием на пласт;
• сохранение продуктивности скважины;
• недопущение необратимой кольматации порового пространства
  продуктивного пласта;
• совместимость свой­ств жидкости заканчивания и пластового флюида;
• стабильность свой­ств жидкости заканчивания на протяжении длительного времени;
• низкая температура кристаллизации;
• промышленная и экологическая безопасность, охрана труда.

Сегодня для работы с такими скважинами используют буровые растворы на водной и углеводородной основе, а также различные солевые композиции.

К достоинствам первого варианта можно отнести низкую цену и доступность: буровые растворы всегда есть в наличии на участке. Однако есть у него и недостатки: наличие твёрдой фазы, ухудшение свой­ств со временем, загрязнение призабойной зоны пласта.

Жидкости на основе бромидов: эффективно, но дорого

Всё это подталкивает нефтесервисные компании к тому, чтобы пристально рассматривать солевые композиции, в том числе на основе бромидов кальция и цинка. По словам Дмитрия Криворуцкого, они имеют целый ряд преимуществ.

К ним относятся:

• широкий диапазон регулирования плотностей;
• стабильность свой­ств в пластовых условиях;
• низкая температура начала кристаллизации;
• отсутствие твёрдой фазы;
• возможность повторного использования;
• простота применения в полевых условиях.

Впрочем, есть здесь и своя ложка дёгтя.

«Самый большой минус бромидов — это их стоимость. Они не производятся на территории России. Плюс из-за последних событий у нас поставки только из Китая и Индии. Отсюда сложности с логистикой», — сказал директор департамента коммерции неорганической химии ООО «ИНК-Литий» Евгений Чумаков.

Даже с учётом всех сложностей Дмитрий Криворуцкий отмечает рост популярности бромидов в России.

«Несмотря на эксклюзивность этой жидкости заканчивания, в России количество выполненных скважин, начиная с 2016 года, всё‑таки растёт. За последние несколько лет этот показатель увеличился в три, а то и в четыре раза. Был опыт и работы на морских платформах», — отметил г-н Криворуцкий.

Впрочем, здесь есть большое но. Большинство этих проектов были реализованы или стартовали до 2022 года.

«После начала СВО импорт бромидов из недружественных стран практически остановлен. Ряд технологических задач удавалось решить за счёт поставок из Индии и Китая. В настоящее время они носят разовый характер для приготовления жидкостей глушения с максимально высокими плотностями, 2,0 г/см3 и выше», — прокомментировал ситуацию на рынке Анатолий Кобяков.

Боремся с коррозией

Итак, на пути более масштабного использования жидкостей на основе бромидов лежат коррозионная активность и высокая цена. Какие решения предлагают российские производители? В АО «Полиэкс» занимаются улучшением физико-­химических свой­ств этой продукции для конкретных особенностей того или иного месторождения.

«При проведении ремонтных работ в условиях АВПД требуется применение составов высокой плотности на основе дорогостоящих компонентов. К их числу можно отнести бромиды кальция и цинка, а также хлорид цинка. Эти составы имеют специфические свой­ства, в частности повышенный уровень коррозионной активности, особенно при температурах выше 90 °C.

Плюс большинство из них имеют плохую криостабильность вследствие высокой концентрации солей. Сейчас в нашей лаборатории проводятся исследования по улучшению физико-­химических свой­ств жидкостей глушения.

Помимо коррозионной активности и криостабильности, речь идёт об обеспечении совместимости с пластовыми водами, предотвращающей образование солеотложений, и подборе загущающих реагентов для улучшения реологических параметров», — поделился планами компании Николай Скрипка.

По опыту проведённых исследований, при краткосрочных экспериментах при 90 °C ряд основ ингибиторов коррозии для ЖГ проявляли себя в качестве стимуляторов коррозионных процессов, но при увеличении времени экспозиции также при 90 °C были получены совершенно противоположные данные, при которых испытуемые основы показали хорошую ингибирующую способность.

Если минимальное затраченное время на проведение работ по ТКРС составляет не менее 3–7 дней, то при наличии осложнений, аварий этот срок может быть увеличен до 14–30 дней. Чтобы получить корректные результаты, нужно учесть много факторов, подчёркивают в «Полиэкс». Так, требуется специальное оборудование, которое может обеспечивать температуру на отметке 90 °С и выше на протяжении всего эксперимента и сохранение рабочего объёма исследуемого состава.

«На конечный результат влияет как температура, при которой происходит выдержка металлических купонов в испытуемой среде, так и время экспозиции. Важным моментом также является и материал стали, который используются при тестировании (Ст. 3, Ст. 20 или образец НКТ с группой прочности N80, Р110 и т. д.).

Имеет значение и время выдержки образцов (купонов) в тестируемой жидкости. По стандарту „API13J Heavy Brines ― испытания тяжёлых рассолов”, тесты на потерю веса проводятся в течение не менее семи дней, но чаще всего в течение тридцати дней», ― перечислил Николай Скрипка.

Производство бромидов в России: первый опыт и перспективные проекты

Есть подвижки и в решении проблемы поставки бромидов.

«Ситуацию с зависимостью от импорта удалось решить для жидкостей глушения с плотностью до 1,8–1,9 г/см3 за счёт восстановления производства бромидов в ПАО „Бром”. После возвращения полуострова Крым в состав России это предприятие переживает второе рождение», — рассказал Анатолий Кобяков.

Поставлять бромиды на рынок планирует также «Иркутская нефтяная компания». Причём речь идёт о новой технологии получения искомого сырья.

«Сегодня бромиды кальция и цинка производятся синтетическим способом. То есть сначала идёт бром, затем соль. Мы пошли другим путём: из рассола с помощью выпарки и перекристаллизации хотим получить сухой продукт, который можно растворять и добиться любой плотности.

На данный момент у нас имеется композиция, которая обладает очень хорошей температурой кристаллизации при растворении в воде, при этом имеет все свой­ства смеси бромида кальция с хлоридом кальция при максимальной плотности.

Единственный минус — это будет не завтра, а послезавтра. Мы видим, что цель достижима, продукт имеется. Но нам нужно пройти весь этот путь по строительству завода, получения бромидов в промышленных масштабах. Плюс лабораторные испытания и опыт применения „в полях” зачастую не стыкуются», — рассказал Евгений Чумаков.

В поисках золотой середины

Получается, что буровые растворы недостаточно эффективны, а жидкости на основе бромидов очень дороги. Неудивительно, что у участников Технологического саммита возник вопрос, нет ли варианта, который бы представлял собой золотую середину по соотношению цены и качества.
В России на эту роль претендуют нитраты. Они заметно дешевле бромидов, но вот в плане их эффективности есть свои подводные камни.

«Достаточно долгое время применение рассолов в РФ сильно отличалось от того, что делалось по всему миру. 10 лет назад бромиды почти не использовали при заканчивании. Зато очень широко применяют нитраты. В чистом виде они практически не вызывают коррозию. Но стоит капнуть туда хлорида кальция, как коррозия нарастает сумасшедшими темпами. Поэтому в остальном мире нитраты вообще не применяют в жидкостях заканчивания», — отметил Евгений Чумаков.

Впрочем, другие эксперты, признавая недостатки нитратов, тем не менее отмечают, что большую их часть можно нивелировать с помощью специальных добавок. А в условиях санкций нитраты и вовсе становятся основным выбором для отечественных нефтесервисных компаний.

«Если говорить о жидкостях глушения с высокой плотностью, то ещё 10 лет назад российский рынок был почти полностью зависим от импорта бромидов. Ситуация начала меняться по мере появления отечественных решений на основе хлоридов и их смесей с нитратами. Нам удалось подобрать эффективные ингибиторы коррозии, что позволило снизить её до требуемых нормативно-­технической документацией уровней, в том числе при высоких температурах (до 90 °С и выше).

Можно говорить, что специальный подбор рецептур под условия применения на скважинах позволяет обеспечить высокую технологическую эффективность, низкую коррозию и привлекательную стоимость применения жидкостей», — прокомментировал ситуацию на рынке Анатолий Кобяков.

Итак, перед российскими производителями стоит немало задач. Речь идёт об импортозамещении решений, в которых ранее использовались завезённые бромиды, борьбе с коррозией, поиске оптимального соотношения цены и качества.

Совсем избежать влияния на продуктивность скважины не получится, но минимизировать ущерб для коллекторских свой­ств пласта разработчикам вполне под силу. И то внимание, которое стали уделять жидкостям заканчивания и глушения в последние несколько лет, позволяет думать, что поставленные цели будут достигнуты.

Основные требования к жидкостям глушения (составлены специалистами АО «Полиэкс»)

Жидкость глушения должна отвечать следующим требованиям:

• плотность раствора должна обеспечивать создание необходимого противодавления на продуктивный пласт;
• максимально сохранять коллекторские свой­ства продуктивного пласта;
• обладать низкой коррозионной агрессивностью по воздействию на обсадные трубы и элементы технологического оборудования, скорость коррозии стали Ст3 не должна превышать 0,125 мм/год при пластовых условиях;
• обладать термостабильностью в конкретных условиях её применения;
• быть совместимой с пластовыми флюидами и другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважин;
• быть технологичной в приготовлении и использовании;
• технологические свой­ства должны быть регулируемыми в широком диапазоне горно-­геологических условий эксплуатации скважин;
• обеспечивать криостабильность с учётом применения в условиях заказчика;
• обладать низким содержанием КВЧ в соответствии с требованиями заказчика;
• обеспечивать безопасное и безаварийное проведение профилактических работ;
• быть взрывопожаробезопасной.

Николай Скрипка, заместитель технического директора по реагентам для глушения скважин АО «Полиэкс»

«В настоящее время в большей мере проводится разработка составов жидкостей заканчивания и глушения и технологий их применения, гарантирующих предотвращение газонефтеводопроявления (ГНВП). При этом они не должны оказывать отрицательного влияния на коллекторские свой­ства пласта, а также должны обеспечивать безопасность технического персонала и сохранность оборудования при проведении внутрискважинных операций. Жидкости глушения изготавливаются как в жидкой, так и в сухой товарной форме. Их подбирают и адаптируют к конкретным условиям заказчика».

Текст: Андрей Халбашкеев