Новые термостойкие ПАВ для повышения качества вскрытия продуктивных пластов

New heat-resistant surfactants to improve the quality of productive layers opening

O. KUZNETSOV, «Himprom» LLC V. MINIBAEV, «Solenis» LLC V. KOSHELEV, «TOR BUR» LLC, B. RASTEGAEV, «Himprom» LLC

Приведены результаты исследований поверхностно-активных веществ (ПАВ) для гидрофобизации нефтенасыщенных коллекторов. Показаны методы исследования, подтверждающие эффективность разработанных реагентов, способных обеспечить высокое качество вскрытия бурением растворами на водной основе продуктивных зон, вскрываемых глубокими скважинами при статических температурах выше 120 °С.

In this article shows the results of studies of the surfactant to water-repellency oil-saturated reservoir. Shows research methods, confirming the effectiveness of the developed reagents capable of providing high-quality autopsy water drilling mud zones penetrated by deep wells with static temperatures above 120 °C.

В настоящее время используются два существенно различных технологических решения качественного первичного вскрытия и, соответственно, сохранности коллекторских свойств пласта.
1. Технология, основанная на придании буровому раствору и его фильтрату таких свойств, которые бы обеспечивали легкое и полное удаление проникшего фильтрата из пласта, минимально изменяя его физико-химические характеристики, тем самым обеспечивая восстановление его первоначальной проницаемости
Очевидно, что фильтрат такого бурового раствора должен обладать сильным ингибирующим действием, чтобы исключить гидратацию и диспергирование глинистых пород пласта, обеспечивать хорошую неф­тесмачиваемость пород коллектора, а также иметь низкое межфазное натяжение на границе с гидрофобной фазой и не образовывать осадки при контакте с пластовыми водами и породами.
2. Технологии, исключающие проникновение компонентов бурового раствора (фильтрата и твердой фазы) в пласт.
Это технологии бурения на депрессии или равновесии, либо минимальной репрессии с использованием нефильтрующихся буровых растворов без твердой фазы или растворов с поверхностно-кольматирующей водо- или кислотора­створимой твердой фазой [1 – 5].

Компания «Химпром» основана в 2003 г. Основные виды деятельности: разработка, производство, поставки химических реагентов для бурения и ремонта скважин и принципиально новое направление – оказание услуг по физико-химическим исследованиям и аудиту буровых растворов. Квалифицированный персонал, собственные производственные мощности, аккредитованная лаборатория, складские помещения и развитая логистика – основа динамичного развития компании. Научно-исследовательский центр ООО «Химпром» оснащен современным оборудованием, укомплектован высококвалифицированными специалистами, позволяющими проводить исследования, соответствующие российским и зарубежным стандартам.
ООО «Химпром» – участник выставки «Нефть и газ»/ MIOGE 27 – 30 июня. Приглашаем сервисные компании к активному, взаимовыгодному сотрудничеству.

Несмотря на высокие издержки, связанные с необходимостью использования при этом дорогостоящего оборудования, например, для герметизации устья, а также специальных промывочных жидкостей, как правило, на основе биополимеров, такое направление в настоящее время широко используется зарубежными фирмами [2]. Применяемые буровые растворы без твердой фазы, но с высоковязким и тиксотропным фильтратом, практически не фильтруются в пласт (даже при репрессии до 2 МПа).
Здесь рассмотрим, в частности, варианты модификации гидрофильной природы фильтрата водного бурового раствора, осуществляемой за счет ввода ПАВ-гидрофобизаторов, обеспечивающих повышение смачиваемости поровых каналов углеводородной фазой, а также минимизацию межфазных взаимодействий на ее границе с фильтратом. В нашем случае рассмотрены новые композиции ПАВ, обеспечивающие существенное снижение межфазного натяжения водных фильтратов при повышенных температурах.
Определение межфазного натяжения осуществлялось по методу вращающейся капли на Тензиометре SITE100. В качестве углеводородной фазы использовали гептан.
Сравнительные данные по исследованию ПАВ на основе полигликолей в воде приведены в табл. 2.
Адсорбционная активность реагентов (табл. 1) в нормальных условиях была проверена при вводе одинакового количества реагентов в полимерглинистый раствор.
Изучение гидрофобизирующих свойств различных технологических жидкостей, используемых при вскрытии продуктивных пластов, проводилось по методике, сущность которой заключается в определении скорости фильтрации фиксированного объема жидкости через слой кварцевого песка (как аналога терригенных пород) или мраморной крошки (как аналога карбонатных пород) при нормальных условиях [6 – 10].
Кварцевый песок (мраморную крошку) просеивали через сито с диаметром ячеек 0,9 мм и промывали кипяченой водой от глинистых частей. Кварцевый песок для удаления соединений железа дополнительно обрабатывали 10 %-ным раствором соляной кислоты, затем раствором соды до нейтральной реакции, после чего промывали дистиллированной водой и просушивали при температуре 105 – 120 0С.
Подготовленный таким образом образец искусственного насыпного керна помещали в воронку с уплотнением и определяли поровый объем, заливая по 250 мл исследуемой жидкости. По разнице объемов залитой и вытекающей жидкости судили о поровом объеме керна.
Для определения скорости фильтрации жидкости в воронку заливали два поровых ее объема, поддерживая уровень в течение одной минуты не менее 0,02 м выше уровня исследуемой породы. После истечения 25 – 50 мл жидкости в мерный стакан под воронкой фиксировали время начала установившейся фильтрации. Затем рассчитывали скорость фильтрации воды и керосина после обработки гидрофобизирующей жидкостью.

Уровень концентрации 0,3 % ПАВ в фильтрате бурового раствора обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе «углеводород – фильтрат» до величин 3 – 21 мН/м, что наряду с гидрофобизацией поверхности коллектора обеспечивает весьма низкую величину капиллярного давления.
В карбонатных коллекторах, за счет их большего сродства к углеводородам, дополнительная гидрофилизация обеспечивается фильтратами, содержащими полимерные реагенты, соответственно обводненность кратно больше влияет на изменение свойств («загрязнение») такого коллектора.

Результаты измерения скорости фильтрации воды и керосина через насыпные песчаный и карбонатный керны приведены в табл. 2. Очевидно, что при сравнимых величинах гидрофобизирующей способности, замерянной в нормальных условиях, при повышении температуры таковая существенно изменяется, что подтверждается исследованиями на керновом материале Хоседаюсского месторождения.
Уровень концентрации 0,3 % ПАВ в фильтрате бурового раствора обеспечивает снижение межфазного натяжения на границе «углеводород-фильтрат» до величин 3 – 21 мН/м, что, наряду с гидрофобизацией поверхности коллектора, обеспечивает весьма низкую величину капиллярного давления.
В карбонатных коллекторах, за счет их большего сродства к углеводородам, дополнительная гидрофилизация обеспечивается фильтратами, содержащими полимерные реагенты, соответственно, обводненность кратно больше влияет на изменение свойств («загрязнение») такого коллектора. В табл. 3 приведены данные по фильтрации воды и керосина после воздействия на модель пласта фильтрата полимерного раствора.
В качестве гидрофобизирующих жидкостей исследовались рассолы КСl, NaCl, СаCl2 плотностью 1,10 г/см3 с добавлением поверхностно-активных веществ: композиций гликолей 1Б и 2В, в сравнении с суперконцентратом полиэфирным (СК-П) [9] (табл. 3). Такие характеристики ПАВ чрезвычайно важны для оценки их работоспособности в различных условиях, и минерализация технологических жидкостей в этом случае – одно из важнейших.
Оценка работоспособности реагентов проводилась с использованием реальных утяжеленных буровых растворов. (табл. 4)
Низкие величины межфазных натяжений, а также очевидные гидрофобизирующие свойства растворов исследуемых ПАВ позволяют рекомендовать их в качестве добавок к композициям как первичного, так и вторичного вскрытия продуктивных пластов, причем составы 1Б и 2В позволяют существенно повысить диапазон температурной работоспособности, что важно для глубоких скважин.

Литература

1. Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Шишков С.Н. Основные факторы, влияющие на изменение нефтепроницаемости коллекторов под воздействием буровых растворов / Сб. научн. тр. ОАО «НПО «Бурение» «Вопросы промывки скважин с горизонтальными участками ствола». Краснодар, 1998. С. 102 – 113.
2. Рябоконь С. А. , Пеньков А. И., Кошелев В.Н., Куксов А. К., Бадовская В. И. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин // Бурение скважин. 2000.№ 2. С. 16 – 22.
3. Вахрушев Л.П., Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Беленко Е.В., Острягин А.И. Основные тенденции развития полигликолевых технологий совершенствования буровых растворов // Нефтяное хозяйство. 2001. № 12. С. 29 – 32.
4. Булатов A.И., Проселков Ю.М., Рябченко B.И. Технология промывки скважин. М.: Недра, 1981. 303 c.
5. Совершенствование биополимерных систем полианионными стабилизаторами буровых растворов / A.И. Пеньков, Л.П. Вахрушев, В.Н. Кошелев и др. / Сб. научн. тр. СургутНИПИнефть. 2001. Вып. 3. C. 293 – 298.
6. Шарифуллин Р.Р., Сафин Д.Х., Кошелев В.Н., Харлампиди Х.Э. Некоторые физико-химические характеристики простых полиэфиров на основе окисей олефинов // Химическая промышленность. 2002. № 11. С. 34 – 38.
7. Реагент для химической обработки буровых растворов: Пат. 2163615 РФ /A.И.Пеньков, Л.П.Вахрушев, В.Н.Кошелев и др. N 99107894/03; зaявл. 05.04.99; опубл. 27.02.01, бюлл. № 6.
8. Кошелев В.Н, Арсланбеков А.Р., Растегаев Б.А. Исследование гидрофобизации коллекторов различного типа композиционными ПАВ / Сб. научн. тр. ОАО НПО «Бурение» Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты. Краснодар, 2004. Вып.12.С. 31 – 38.
9. Кошелев В.Н. Научные и методические основы разработки и реализации технологии качественного вскрытия продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях: дисс. д.т.н. Краснодар, 2004 г.
10. Буровой раствор: Пат. 2163614 РФ. А.И. Пеньков,
Л.П. Вахрушев, В.Н. Кошелев и др. ; опубл. 27.02.2001, Б.И. № 6.

References

1. Pen’kov A.I., Koshelev V.N., Shishkov S.N. The main factors affecting the change in oil permeability of the reservoir under the influence of drilling fluids / Collection of scientific works of “NPO “Drilling” JSC, “Problems of washing of wells with horizontal sections of the barrel”. Krasnodar, 1998. Pp. 102 – 113.
2. Ryabokon S.A., Pen’kov A.I., Koshelev V.N., Kuksov A.K., Badovskaya V.I. Complex of technologies, providing high quality well completion // Drilling of the wells. 2000. No. 2. Pp. 16 – 22.
3. Vakhrushev L.P., Pen’kov A.I., Koshelev V.N., Belenko E.V., Ostryagin A.I. The main tendencies of development polyglycolic technologies to enhance drilling fluids // Oil industry. 2001. No. 12. Pp. 29 – 32.
4. Bulatov A.I., Proselkov Ju.M., Ryabchenko V.I. Technology of wells washing. M.: Nedra, 1981. P. 303.
5. Improving biopolymer systems polyanionic stabilizers drilling fluids / A.I. Pen’kov, L. P. Vakhrushev, V.N. Koshelev ets. / Collection of SurgutNIPIneft scientific works 2001. Vol. 3. Pp. 293 – 298.
6. Sharifullin R.R., Safin D.Kh., Koshelev V.N., Kharlampidi K.E. Some physico-chemical characteristics of polyethers of olefin oxides basis // Chemical industry. 2002. No. 11. Pp. 34 – 38.
7. Reagent for chemical treatment of drilling fluids: Pat. 2163615 of the Russian Federation / A.I. Pen’kov, L.P. Vakhrushev V.N. Koshelev, etc. N 99107894/03; Appl. 05.04.99; publ. 27.02.01, bull. N 6.
8. Koshelev V.N., Arslanbekov A.R., Rastegaev B.A. Study of collectors gidrofobization of various types of surface active agent / Collection of scientific works NPO “Drilling” JSC. The completion and repair of wells in the conditions of depression on the productive formations. Krasnodar, 2004. Vol.12.Pp. 31 – 38.
9. Koshelev V.N. Scientific and methodological bases of the development and implementation of the techniques of qualitative opening of productive formations in different geological-technical conditions: thesis of Doctor Technical Sciences dissertation Krasnodar, 2004.
10. Pat. 2163614 of the Russian Federation, the Drilling mud / A.I. Pen’kov, L.P. Vakhrushev, V.N. Koshelev, etc.; publ. 27.02.2001, B. I. No. 6.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Кузнецов О.А.

    Кузнецов О.А.

    исполнительный директор

    ООО «Химпром»

    Минибаев В.В.

    Минибаев В.В.

    к.т.н., заместитель коммерческого директора

    ООО «Ашленд Евразия»

    Кошелев В.Н.

    д.т.н., старший научный сотрудник, член ученого совета

    ООО «Баулюкс»

    Растегаев Б.А.

    Растегаев Б.А.

    заместитель начальника технологического отдела по буровым растворам

    ООО "НПО БентоТехнологии"

    Просмотров статьи: 525

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru