Приведены результаты исследований пенных композиций с гидрофилизирующими и гидрофобизирующими свойствами для терригенного (полимиктового) коллектора.

Эффективность работы скважин зависит от правильно выбранного режима вызова притока нефти и газа из пласта. В последнее время освоение скважин при помощи пенных систем приобретает все более актуальный характер на месторождениях Ноябрьской группы месторождений. Сущность метода освоения скважин при помощи аэрированных систем состоит в том, что для вызова притока жидкости из пласта забойное давление уменьшают путем постепенного снижения плотности столба жидкости в скважине при замене ее двухфазной или трехфазной пеной [1]. Так как плотность пены можно изменять в широких пределах, что достигается изменением степени аэрации, то вызов притока из пласта можно осуществлять плавно, не подвергая излишней деформации цементное кольцо и колонну. Кроме этого, освоение скважин при помощи пенных систем может повысить степень очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых частиц. Пенные композиции, используемые для освоения скважин, должны обладать следующими свойствами: во-первых, обеспечивать образование пены необходимой устойчивости, отвечающей условиям освоения и в тоже время необходимо, чтобы пена разрушалась в течение определенного времени на поверхности с целью последующего создания новой пены и закачки ее в скважину.

Чтобы полностью удалить из ПЗП глинистые частицы и воду, попавшие в нее в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, часто применяют многокомпонентную пену, которую до вызова притока из пласта непрерывно закачивают в призабойную зону до достижения давления на забое выше гидростатического. Подобные многокомпонентные композиции должны обеспечивать диспергирование и вынос глинистых частиц, не вызывая гидрофилизации продуктивного пласта.

К пенообразующим композициям, используемым в скважине с повышенным гидратообразованием, предъявляются особые требования: пены должны приготавливаться на минерализованной воде и обладать необходимой (по времени) устойчивостью. В качестве пенообразователей, в основном, используют анионные ПАВ (АПАВ), которые, в основном, отвечают требованиям, предъявляемым к пенообразующим композициям, однако они чувствительны к ионам минеральных солей. Кроме того, данные композиции гидрофилизируют поверхности пор терригенного коллектора. Некоторые неионогенные ПАВ (НПАВ) проявляют гидрофобизирующие свойства в отношении кварцевого песка. Поэтому в настоящее время применяют совместно анионные и неионогенные ПАВ в составе солевых растворов, чтобы пусть частично, но придать гидрофобизирующие свойства ком-позиции. Но следует учитывать, что НПАВ теряют свои свойства при температурах выше точки помутнения [2-3].

Для придания композициям заданной устойчивости применяют различные полимерные добавки, устойчивые к солевой агрессии. Мы провели комплекс исследований по подбору аэрированных растворов с различным диапазоном плотностей, кратности и устойчивости пены с широким спектром ПАВ, выпускаемых  промышленностью. В качестве пенообразователей были исследованы также катионные ПАВ (КПАВ). Перечень химических реагентов, применяемых при подборе пенных композиций: CMC-700 – натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты – полимер фирмы MI Drilling Fluids (США), структурообразователь солевых растворов, используется для увеличения устойчивости пенных систем; стекло натриевое жидкое (ЖС) – применяется в качестве гелеобразователя; сульфонол СП (спиртовой раствор) – АПАВ; МЛ-80 – смесь анионного и неионогенного ПАВ; СМ-1 – смачиватель-АПАВ (синтерол АФМ-12 в солевом растворе); СНПХ-ПКД-515Н – смесь неионогенного и катионного ПАВ; ГИПХ-6Б и гидрофобизатор ИВВ-1 – КПАВ; Нефтенол ВВД (деэмульгатор) – НПАВ; Нефтенол ВП
– АПАВ; СНПХ-7890 – НПАВ; неонол СНО-3Б – НПАВ.

Рассмотрим результаты получения и исследования пенообразующих композиций с гидрофилизирующим эффектом. Использовали ПАВ, которые применялись или применяются в различных процессах бурения, добычи нефти и капитальном ремонте скважин (КРС). Исследования проводили на питьевой воде, 0,5-1 % растворе CMC-700, 1 % растворе КМЦ-1 (г. Нефтекамск), 1 % растворе СМС-700 с добавкой 2 % КСl, 1 % растворе КМЦ с добавкой 2% КСl.

Проводили также испытания с использованием в качестве водной фазы минерализованной сеноманской (пластовой) воды. Тип этой воды – хлоридно-натриевый, общая минерализация – 20,84 г/л, содержание натрия – 7,232 г/л, кальция – 0,512 г/л, магния – 0,151 г/л, калия – 0,057 г/л, гидрокарбонатов – 0,207 г/л. Применение пены на минерализованной воде позволит уменьшить негативное влияние пресного водного раствора на ПЗП, значительно удешевить операцию, исключив или значительно уменьшив применение хлористого калия.

Условия проведения опытов: ввод в водную фазу пенообразователя, перемешивание на высокоскоростной мешалке (5000 мин-1) в течение 2 мин и замер параметров. В каждом случае проводили по 2 - 3 опыта, результаты усредняли. При этом определяли: пенообразующую способность композиции (кратность пены) и устойчивость пены S = 1/Vcp, с/см3, где Vcp. – скорость выделения 50 % жидкости из пены, см3/с. Исходный объем жидкости составлял около 100 мл. Полученные результаты приведены в таблицах 1 - 3. Наилучшие результаты на питьевой воде (по кратности пены и устойчивости) были получены с применением сульфонола, Нефтенол ВВД, СНО-3Б и СНПХ-7890. Использование 0,5 - 1 %-х растворов CMC-700 привело к уменьшению кратности пены, но позволило увеличить устойчивость пены в 5 - 9 раз.

Таблица 1
Пенообразующие композиции на пресной воде

Таблица 2
Пенообразующие композиции на пластовой сеноманской воде

Таблица 3
Пенообразующие композиции на растворе КМЦ (г. Нефтекамск),приготовленные на пресной воде

Для приготовления пенообразующей композиции на пресной воде можно рекомендовать следующие составы: 0,5 - 1,0 %-й раствор СМС-700 + 1 % сульфонола (или СНО-3Б, или СНПХ-7890 или Нефтенол ВВД). Для приготовления композиций, содержащей добавку хлористого калия (с целью уменьшения негативного влияния водной фазы на ПЗП) рекомендуются следующие составы: 1,0 %-й раствор СМС-700 (или КМЦ, г. Нефтекамск) + 1 % СНПХ-7890 (или СНО-3Б или нефтенол ВВД) + 2 % КСl (в сухом виде).

Технология приготовления пенообразующих составов следующая. В пресную воду добавляют СМС-700 при перемешивании (для полного растворения необходимо 2,0-2,5 ч). В приготовленный раствор добавляют хлористый калий и после полного растворения рекомендуемый ПАВ в товарной форме. Для приготовления композиции на минерализованной (сеноманской) воде рекомендуются следующие составы: 1 %-й раствор CMC-700 на сеноманской воде + 1 % СНО-3Б или СНПХ-7890. Рассмотрим результаты получения пен с гидрофобизирующими свойствами. В качестве пенообразователей испытывали КПАВ (ГИПХ-6Б и ИВВ-1) и их композиции с НПАВ (СНПХ-7890 и СНО-3Б). В качестве стабилизатора использовали реагент СМС-700. Результаты экспериментов приведены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4
Пенообразующая способность КПАВ и композиций

Примечание - Смесь А - ГИПХ-6Б:СНПХ-7890 (0,5:10); смесь Б – ИВВ-1:СНПХ-7890 (0,5:10); смесь В – ГИПХ-6Б:СНО-3Б (0,5:10); смесь Г – ИВВ-1:СНО-3Б (0,5:10)

Таблица 5
Пенообразующая способность КПАВ на минерализованных растворах

Кратность полученных пен находилась в интервале от 5,1 до 3,0. Пены были достаточно устойчивы, но имели ограничения по минерализации водной фазы, т.к. реагент ГИПХ-6Б можно использовать на солевом растворе (хлористый натрий) с плотностью не более 1020 кг/м3, а ИВВ-1 – 1040 кг/м3. Хорошие, устойчивые пены (устойчивость от 79 до 36 с/см3) получились на сеноманской воде и на технической воде с добавкой 2 % КСl. Можно применить композиции КПАВ +НПАВ в соотношении 0,5:10 с учетом необходимой дозировки катионоактивных соединений. Использование на практике пенообразующих композиций с гидрофобизирующим действием позволит более качественно осваивать нефтяные скважины, существенно снизить негативное действие водной фазы на призабойную зону (в случае потери устойчивости пены) и уменьшить возможность образования эмульсий.

Рассмотрим результаты подбора ПАВ-пенообразователей для минерализованных сред. Данная работа была проделана с целью поиска композиций для освоения скважин, склонных к гидратообразованиям. В качестве пенообразователя использовали реагенты МЛ-80, МЛ-80Б и СМ-1. В качестве минерализованной среды использовали растворы хлористого натрия с плотностью 1020 - 1110 кг/м3 и в качестве стабилизатора – СМС-700. Так же испытывали новые композиции, содержащие 1 - 2 % СаСl2 и 5 - 10 % жидкого стекла. Полученные результаты приведены в таблицах 6 - 8.

Таблица 6
Пенообразующая способность реагента МЛ-80 Б в различных средах

 Таблица 7
Пенообразующая способность реагента МЛ-8ОБ в разных композициях

Таблица 8
Пенообразующая способность реагента СМ-1 в разных композициях

По результатам исследований можно сделать следующее заключение. Пенные системы, содержащие МЛ-80, обладая небольшой кратностью, тем не менее, достаточно устойчивы при минерализации водной фазы от 1020 до 1110 кг/м3. Реагент МЛ-80Б при тех же условиях приводит к созданию композиции с еще меньшей кратностью пены и менее стойкой в солевых растворах с плотностью 1060 кг/ м3 и выше. Применение реагентов МЛ-80 и МЛ-80Б в композициях с жидким стеклом нерентабельно из-за малой кратности пен. С реагентом СМ-1 получена широкая гамма композиций с заданными свойствами, причем оптимальная добавка реагента в композициях без стабилизатора изменяется в зависимости от минерализации водной фазы. Так при плотности 1040 кг/м3 возможна добавка 0,3 % (и выше) реагента, при плотности 1060 кг/м3 – не менее 0,5 %, при плотности 1108 кг/м3 – не менее 1 %. При применении стабилизатора СМС-700 несколько уменьшилась кратность пены, но в 4 - 5 раз увеличилась устойчивость, причем увеличение количества СМ-1 в большей степени повлияло на кратность пен. В ряде опытов увеличение добавки пенообразователя СМ-1 в количестве 2 % и более уменьшилась устойчивость пен. Пользуясь данными таблиц можно подобрать композицию с заданными свойствами. Реагент СМ-1 может образовывать сверхпрочные пены в композициях с хлористым кальцием и жидким стеклом.

Рекомендуется следующая технология приготовления пенных композиций на минерализованной основе. Приготавливают солевой раствор необходимой плотности, добавляют рассчитанное количество ПАВ (без интенсивного перемешивания). Готовую пенообразующую композицию закачивают через эжектор с замером расхода жидкости и воздуха. Во втором варианте со стабилизатором в готовый солевой раствор, подогретый до 35 - 40 oС, вводится при перемешивании 1 % CMC-700. Раствор перемешивают в течение 4 - 6 ч до полного растворения CMC-700. Далее вводится рассчитанный объем ПАВ при постоянном, но неинтенсивном перемешивании в течение 0,5 - 1,0 ч. Готовая пенообразующая композиция закачивается через эжектор с замером расхода жидкости и воздуха.

Продолжение  в статье ПОДБОР ПЕНООБРАЗОВАТЕЛЕЙ ДЛЯ СКВАЖИН (Часть II)

С анализом российского рынка ингибиторов коррозии Вы можете познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков «Рынок ингибиторов коррозии в нефтедобыче».

Петров Н.А.
Уфимский государственный нефтяной технический университет

Давыдова И.Н.
ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»