
Высокоплотные растворы, загущённые вязкоупругими поверхностно-активными веществами, для применения при глушении скважин в осложнённых условиях
В статье рассмотрены решения для повышения эффективности глушения скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), сопряжённым с наличием высокого газового фактора и/или поглощением жидкостей. Взамен традиционно применяемых солевых растворов с полимерным загустителем предложены рецептуры чистых бесполимерных водно-солевых растворов с загеливателем на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ВУ ПАВ) отечественного производства.
Показано, что жидкости глушения с повышенной плотностью и вязкостью на основе ВУ ПАВ стабильны, совместимы с добываемыми флюидами и не требуют дополнительного применения деструкторов для их разрушения. Рецептуры таких жидкостей адаптируются и оптимизируются индивидуально для условий каждого объекта с учётом необходимости соблюдения требований нормативных документов заказчиков.
Проблематика глушения скважин в зоне АВПД
Основные параметры, которые стремятся сохранить при проведении глушения скважин, — продуктивность скважины и фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЕС) пласта, а также ресурс работы скважинного оборудования. Исходя из этого, формулируют основные требования к жидкостям для глушения:
- значение плотности, обеспечивающее достаточное противодавление на пласт;
- совместимость с пластовыми флюидами и технологическими жидкостями, минералами пласта;
- агрегативная устойчивость и термостабильность;
- низкая коррозионная активность;
- технологичность в приготовлении и применении.
Особые сложности при подборе растворов глушения возникают для условий аномально высоких пластовых давлений (АВПД), сопряжённых с наличием высокого газового фактора и поглощением жидкостей. При поглощении жидкости глушения происходит ухудшение ФЕС призабойной зоны пласта и увеличение времени выхода скважины на режим.
При этом также растут затраты на ремонт за счёт потери дорогостоящего солевого раствора. Риск возникновения газонефтеводопроявления (ГНВП) на таких объектах выше при применении традиционных водно-солевых растворов. Распространённые подходы с применением блокирующих пачек при этом не всегда демонстрируют эффективность.
Одним из путей обеспечения безопасного и щадящего глушения может быть применение утяжелённых растворов с повышенной вязкостью — загеленных жидкостей глушения. Основой таких жидкостей является водно-солевой раствор заданной плотности, в который добавляют специальный гелеобразователь.
ВУ ПАВ как альтернатива полимерным загеливателям
На сегодняшний день известно о большом количестве реагентов-загустителей (гелеобразователей), используемых в водных средах. Традиционно для загущения растворов на водной основе используют полимерные вещества природного и синтетического происхождения: производные крахмала, целлюлозы, ксантана, гуаровой камеди, полиакриламиды. Несмотря на широкую доступность полимеров, их применение часто сопряжено с известными недостатками и ограничениями.
- Многие полимеры не способны образовывать однородные стабильные растворы высокой плотности за счёт своей низкой солестойкости, что не даёт возможности приготовить технологические жидкости для применения в условиях АВПД.
- Недостаточная термостойкость ограничивает применение ряда полимерных загеливателей в условиях высоких пластовых температур.
- Загеленные полимерные системы обычно подвержены синерезису («старению» геля). Недостаточная агрегативная устойчивость таких гелей сокращает область их применения при капитальном ремонте скважин, когда требуется глушение вскрытого пласта на продолжительное время (до 1–4 месяцев).
- Загеленные полимерные составы могут подвергаться биодеструкции, что повышает риски при их применении в условиях высокой заражённости микроорганизмами пластовых флюидов и воды, используемой для их приготовления.
- Образование малопроницаемой фильтрационной корки после воздействия полимерных жидкостей может приводить к существенному снижению ФЕС пласта. А для восстановления исходной проницаемости могут потребоваться дополнительные технологические операции (кислотные обработки), что приведёт к росту затрат.
В плане устранения перечисленных выше недостатков полимерных загеливателей представляет интерес использование вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ВУ ПАВ) для повышения вязкости солевых растворов. ВУ ПАВ уже нашли применение в процессах интенсификации добычи нефти и известны как «чистые» жидкости, использование которых не приводит к снижению ФЕС.
При добавлении в водные растворы молекулы ВУ ПАВ самоорганизуются в червеобразные мицеллы, которые подобно полимерам увеличивают вязкость жидкости. Мицеллы принимают удлинённую структуру, подобную полимерным нитям. Когда эти удлинённые мицеллы запутываются, проявляется вязкоупругое поведение, и в зависимости от приложенного напряжения движение жидкости затрудняется.
При приложении высоких сдвиговых нагрузок структура загеленной жидкости разрушается, вязкость раствора снижается, а при снижении нагрузок мицеллы снова восстанавливают структуру, повышая вязкость геля. Таким образом, за счёт высокой вязкости уменьшается течение жидкости в кавернах, трещинах, снижается риск прорыва газа, но при этом за счёт отсутствия полимеров в структуре кольматации пласта не происходит. Применение деструкторов для разрушения загеленной жидкости не требуется: оно происходит при вызове притока при контакте с пластовым флюидом.
При этом известно, что ряд веществ обладают чувствительностью к рН и наличию в воде других химических веществ. Солевой состав раствора, присутствие в нём специальных облагораживающих добавок (ингибиторов коррозии, ингибиторов солеотложений, гидрофобизаторов, нейтрализаторов сероводорода и др.) может отрицательно повлиять на реологические свойства и стабильность системы в целом.
Таким образом, подбор рецептуры загеленного раствора глушения — это поиск комплексного оптимального решения для конкретного объекта: рецептура жидкости должна обеспечивать совместимость её компонентов, а также заданные физико-химические и технологические свойства. Кроме того, немаловажным вопросом является стоимость и доступность компонентов раствора.
Результаты тестирования загеленной жидкости для условий Восточно-Мессояхского месторождения
К настоящему времени разработаны рецептуры загеленных растворов с плотностью от 1,30 до 1,84 г/см3 для применения в условиях температур 20–90 °C. Загеленная жидкость состоит из:
- утяжелённого водно-солевого раствора заданной плотности, который готовится из жидкости глушения тяжёлой «ТЖС» (ТУ 2458–036–53501222–2012) и представляет собой твёрдую основу для приготовления технологических жидкостей;
- загеливателя на основе ВУ ПАВ — загуститель солевых растворов «БРАЙНИГЕЛЬ/BRINIGEL» (ТУ 20.41.20–177–53501222–2023) или гелирующего агента «СУРФОГЕЛЬ/SURFOGEL» марки АТ (ТУ 2482–080–53501222–2010), который представляет собой водно-спиртовой раствор ПАВ и применяется совместно с пеногасителем для буровых растворов «НОФОМАКС/NOFOAMAX» (ТУ 20.16.57–168–53501222–2022).
Все компоненты загеленной жидкости — отечественного производства, для их использования имеются необходимые разрешительные документы. На данный момент загеленная жидкость находится на стадии промышленного внедрения.
Приготовление геля проводят путём добавки жидкого загеливателя в разогретый водный раствор соли (разогретый за счёт выделения тепла от растворения соли в воде примерно до 50–70 °C) с дальнейшим перемешиванием до однородного состояния. Готовый высокоплотный гель представляет собой вязкую однородную жидкость, стабильную при хранении (рисунок 1).
Вязкость загеленных растворов регулируется дозировкой загеливателя. Дозировка загеливателя составляется в зависимости от условий применения около 1–5% (по массе). Основные свойства и результаты тестирования загеленной жидкости (разработанной применительно к условиям Восточно-Мессояхского месторождения) представлены в таблице 1 и на рисунках 2–4.

Одна из сложностей в подборе рецептуры загеленной жидкости — выбор целевого значения вязкости, которое будет обеспечивать достаточное сопротивление поглощению жидкости глушения и при этом не будет препятствовать её закачке. При выборе такого значения специалисты опираются преимущественно на эмпирические данные и предыдущий опыт.
С учётом недостаточного опыта применения систем для глушения на ВУ ПАВ и специфики их свойств актуальной задачей является разработка подхода для выбора целевого значения вязкости загеленных высокоплотных растворов. На сегодняшний день авторами статьи разработана специальная расчётная методика, проводится её апробация.
Заключение
В статье предлагается альтернатива традиционно применяемым солевым растворам с полимерным загустителем — композиции водно-солевых растворов высокой плотности с повышенной вязкостью. Данные композиции адаптированы для применения при глушении скважин с АВПД в осложнённых условиях.
Свойства загеленных водно-солевых растворов соответствуют требованиям, предъявляемым к технологическим жидкостям, применяемым при глушении: за счёт оптимального солевого состава, внесения специальных синергетических добавок и применения бесполимерного загеливателя обеспечивается минимизация рисков снижения ФЕС коллектора и коррозионных повреждений скважинного оборудования.
№ п/п | Наименование показателя | Значение показателя |
---|---|---|
1. | Внешний вид | Однородная жидкость без твёрдой фазы светло-жёлтого цвета |
2. | Плотность при 20 °С, г/см3 | 1,84 |
3. | Термостабильность | Не менее 30 суток при 20 °С, не менее 10 суток при 85 °С |
4. | Скорость коррозии Ст3, мм/год | 0,11 при 85 °С |
5. | Динамическая вязкость, сП, при 50 с-1 | 225 при 85 °С |
6. | Угол поворота при 600 об/мин | 142 |
7. | Угол поворота при 300 об/мин | 84 |
8. | Пластическая вязкость, сПз | 58 |
9. | ДНС, фунт/100 фут2 | 26 |
10. | СНС 10 с/10 мин, фунт/100 фут2 | 6/10 |
11. | Совместимость с нефтью | Совместима. Не образует эмульсий и осадков при смешении с нефтью |
12. | Совместимость с пластовой водой | Совместима. Не образует эмульсий и осадков при смешении с пластовой водой |
13. | Разрушаемость | Разрушаема при контакте с пластовой водой или нефтью |
14. | Массовая доля хлорорганических соединений, мкг/г (млн-1) | Отсутствуют |
- Третьяков В. А., технический директор, tva@polyex.perm.ru,
- Третьякова Ю. А., заместитель технического директора по новым направлениям, tya@polyex.perm.ru,
- Кобяков А. С., руководитель проектов по глушению скважин, kas@polyex.perm.ru
- Бабкина Н. В., руководитель группы по РКФХ, к. х. н., bnv@polyex.perm.ru,
- Кузина Н. В., химик-аналитик, knv@polyex.perm.ru,
- Скрипка Н. Н., заместитель технического директора по реагентам для глушения скважин,
snn@polyex.perm.ru.