Решения для нефтегазовой отрасли

Статьи/Библиотека
Новые реагенты для освоения скважин после операций бурения, глушения полимерными растворами и гидравлического разрыва пласта

Миков А.И, Шипилов А.И., Журавлёв В.А. /ЗАО «ПОЛИЭКС»/

Зонтов Р.Е. /ООО «Газпром Добыча Астрахань»/ Меркулов А.П. ООО «Зиракс»

Компания Зиракс, уже более 10 лет, как производитель работает на рынке специализированной химии, предназначенной для нефтегазодобычи. Основными направлениями деятельности являются разработка и производство высокочистых щадящих жидкостей глушения скважин на основе солей натрия, магния, кальция и  кислотных составов на основе синтетической соляной кислоты для повышения нефтеотдачи, освоения скважин после операций бурения, глушения и гидроразрыва пласта. Основным приоритетом компании, является движение от потребностей рынка и заказчиков.

Так при строительстве нефтяных и газовых скважин и проведении их капитальных ремонтов широко применяются полимерные составы. Основными операциями с применением полимеров являются:

  1. Бурение.
  2. Глушение.
  3. Водоизоляционные работы.
  4. Гидравлический разрыв пласта.
  5. Большеобъемные обработки призабойной зоны.

При капиатальном ремонте скважин полимерные составы используются для потокоотклонения или предотвращения попадания технологических жидкостей в коллектор. При этом в качестве полимерных материалов используются как синтетические материалы: полиакриламиды и их сополимеры, так и полимеры природного происхождения: карбоксиметилцеллюлоза, гуаровые смолы, крахмал, ксантановая камедь. Наряду с очевидными преимуществами данных материалов существует ряд проблем, связанных с их негативным воздействием на призабойную зону пласта и снижением фильтационных свойств коллектора. Основная причина заключается в том, что любой полимер содержит твердую фазу, которая является потенциальным кольматантом. Кроме того, высоковязкие гели при попадании в призабойную зону пласта образуют стойкий экран, препятствующий течению не только воды, но и углеводородной фазы.

При бурении полимеры используются для регулирования технологических параметров бурового раствора. Наряду с ними могут использоваться различные утяжелители на основе глин или барита. Такие полимер-глинистые растворы также могут являться причиной кольматации призабойной зоны пласта, образуя на породе коллектора корку бурового раствора. В связи с этим при освоении скважин после бурения необходимо обеспечить разрушение корки, чтобы достичь проектных показателей добычи. Применяемые в ряде случаев кислотные ванны не решают данную проблему, т.к. соляная кислота слабо реагирует как с полимерами, так и с глинами.

В связи с этим является актуальной задача создания комплексного реагента, позволяющего разрушать кольматирующие экраны, образованные различными полимерными и полимер-глинистыми растворами. Совместно со специалистами компании ЗАО «ПОЛИЭКС» были проведены исследования и поставлены на промышленную основу производство кислотных составов, позволяющих решить данную задачу. На первом этапе проведены исследования с целью подбора оптимальной рецептуры состава для эффективного разрушения корки бурового раствора.

Известно, что при фильтрации жидкого бурового раствора в ПЗП происходит практически полное разделение его фаз: фильтрат (с растворёнными в нём компонентами) проходит в пласт, вызывая гидратацию при наличии глинистых включений, а отфильтрованная дисперсная твёрдая фаза с возникшим избытком концентрации глинистых частиц, полимерсодержащих реагентов и остаточной обводнённостью около 30%, образует глинистую корку и кольматирует ПЗП. В связи с этим для оценки эффективности разработанного состава использовалась специальная методика, учитывающая данный механизм воздействия бурового раствора на ПЗП.

Готовился глинистый раствор, моделирующий наиболее сложную для разрушения систему. Его состав приведен в табл.1.

Таблица 1.

Состав полимер-глинистого бурового раствора

Наименование

г

%

Глина бентонитовая марки ПБ

25,0

16,6 – 16,4

Крахмал

0,5 – 1,5

0,3 – 1,0

КМЦ

0,25 – 0,5

0,2 – 0,4

Барит

25,0

16,6 – 16,4

Вода

100,0

66,3 – 65,8

ИТОГО:

150,75 – 152,00

100,0


В навеску готового раствора – 50 г добавлялась навеска глины – 50 г и тщательно перемешивалась до тестообразной консистенции (с остаточной обводнённостью 30 – 33 %), приготовленное «тесто» помещали в эксикатор и оставляли на набухание в течение 3 – 4 часов. Из готового «теста» формировали одинаковые образцы шарообразной формы весом 4,0 г – непосредственно перед проведением исследований.

Схема оборудования для оценки динамики разрушения искусственного образца приведена на рис.1.

Рис. 1_ схема лаб.оборудования.JPG

Рис.1 Схема лабораторного оборудования для оценки динамики разрушения искусственного образца кольматирующей твердой фазы

Замеры динамики разрушения выполнены весовым способом. Продолжительность воздействия реагентного раствора составляла 1 час. Подбиралась рецептура, позволяющая совместить в одном реагенте кислотный состав и разглинизатор. Результаты опытов приведены на рис.2.

Image4.png

Рис. 2. Динамика убыли веса образца кольматирующей твёрдой фазы и характер его разрушения под воздействием растворов  в HCl


           Характер разрушения образца представлен на рис.3.

Рис. 2_характер разрушения образца.JPG

Рис.3. Характер разрушения образца кольматирующей твёрдой фазы под воздействием растворов  в HCl

Практически во всех исследуемых составах, наблюдался одинаковый характер разрушения глинистого образца:

    • в начальный момент времени – интенсивное разрушение (бурная реакция по всей поверхности образца с образованием пены);
    • в течение последующих 5 – 10 минут – убыль относительного веса в быстром темпе до остаточной величины 50 – 80 %; поверхность образца неравномерно разрушается, мельчайшие отпавшие частички поднимаются вместе с пеной (эффект флотации) а более крупные – оседают через сетку на дно стакана;
    • дальнейшее постепенное снижение темпа убыли относительного веса в течение 50 – 55 минут; остаточный вес образца его размеры и форма – различны для каждого декольматирующего состава, как показано на рис.3;
    • в 4%-ном р-ре  в HCl, глинистый образец за время проведения опыта разрушился полностью.

 Состав получил название ФЛАКСОКОР 110, в настоящее время на производственных площадях ООО «Зиракс» запущено его серийное производство, идут опытно-промышленные испытания в различных нефте и газодобывающих компаниях. Уже получен положительный опыт в подразделениях компании ОАО «Лукойл» и ОАО «Газпром».

           С целью проверки эффективности состава ФЛАКСОКОР 110 для разрушения других полимерных композиций проведены лабораторные исследования на образцах полимерных растворов на основе полиакриламидов и полисахаридов. В качестве примера рассмотрим результаты лабораторного тестирования состава ФЛАКСОКОР 110 на буровых растворах на основе полисахаридов без нерастворимой твердой фазы. Характеристики раствора даны в табл.2.

Таблица 2.

Характеристики полимерного бурового раствора

Наименование показателя

Значение

Плотность

1,21 г/см3

Условная вязкость

43 с

Водоотдача

2,5 см3/30 мин

рН среды

7,5

           Эффективность комплексного реагента ФЛАКСОКОР 110 оценивалась в сравнении с разглинизатором КДС-2 и кислотным составом ФЛАКСОКОР 210. Методика проведения испытаний аналогична изложенной выше. При этом замерялось время полного разрушения образца кольматирующей твердой фазы. Результаты исследований представлены на рис.4.

Рис. 3_график-скорость разрушения образца.JPG

Рис.4. Скорость разрушения образца кольматирующей твердой фазы полимерного бурового раствора в растворе реагента - деструктора

           Следует отметить, что комплексный состав ФЛАКСОКОР 110 значительно превосходит по эффективности как состав для деструкции полимерглинистых композиций КДС-2, не содержащий соляной кислоты, так и кислотный состав ФЛАКСОКОР 210, предназначенный для большеобъемной обработки ПЗП. При этом, эффективность раствора КДС-2 значительно ниже деструкторов, содержащих соляную кислоту.

           Таким образом, ФЛАКСОКОР 110 может быть эффективно использован для разрушения кольматационных экранов, образующихся в призабойной зоне пласта как за счет полимерных, так полимер-глинистых растворов. На основании полученных результатов рекомендовано применение данного состава для освоения скважин после бурения, глушения полимерными растворами и гидравлического разрыва пласта.

Компания «Зиракс» проводит весь цикл работ, начиная от понимания и системного анализа проблемы скважины, подбора наиболее подходящей рецептуры кислотного состава, его производства и контроля качества на заводе в Волгограде, доставке, хранению на скважине в период использования, контролем за технологией применения, анализом результатов.

Имея собственный парк железнодорожных цистерн, возможность поставки в пластиковых кубах, компания «Зиракс» обладает также логистическими преимуществами для осуществления поставок на месторождения.

Уже более 3-х лет сервисное подразделение «Зиракс-Нефтесервис» успешно осуществляет операции: кислотные ванны, ОПЗ (обработка призабойной зоны), БОПЗ (Большеобъемная обработка призабойной зоны), кислотный гидроразрыв пласта и т.д. Работа данного подразделения позволяет выполнять работу «под ключ», что гарантирует успешный конечный результат.

Решения для нефтегазовой отрасли / Противогололедные решения / Промышленные решения / Пищевые добавки
Zirax - официальный партнер гандбольного клуба Каустик