Н.А. Петров

ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН С ПОЛИМИКТОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ НЕФТИ

Уфа 2010

2

УДК 622.24 П31

Рецензенты: д.т.н., зав. каф. «БНГС» Р.А. Исмаков (УГНТУ) д.т.н., проф. Г.В. Конесев (УГНТУ) Петров Н. А. Повышение качества заканчивания скважин с полимиктовыми

коллекторами нефти: учеб. пособие / УГНТУ. – Уфа, 2010. – 68с. = Petrov N.A. Improvement of quality development chinks with sandy oil collectors

Дан анализ качества работ при заканчивании скважин в Западной Сибири.

Рассмотрены вопросы выбора конструкции забоя скважин, первичного и вторич-ного вскрытия полимиктовых коллекторов, крепления и цементирования глубоких скважин, освоения и консервации скважин, проведения обработок призабойных зон для восстановления и интенсификации притока нефти, ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритоков. При этом проанализированы многочисленные рецептуры растворов с гидрофобизирующим действием для пе-речисленных технологических операций и применяемые химические реагенты.

Для подготовки дипломированных специалистов по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» направления «Нефтегазовое дело», инженерно-технических работников, слушателей курсов и факультетов повышения квалифи-кации, аспирантов и докторантов, специализирующихся в области бурения и ка-питального ремонта скважин.

The analysis of quality of works is given at terminate bore holes chinks in Western

Siberia. The Considered questions of the choice to designs bore holes bottom, primary and secondary opening sandy collector, fastening and cement grout into deep bore holes, mastering and preservations of the bore holes, undertaking the processing hole bottom zones for recovering and intensification of the influx to oils, repair-insulating work on restriction inflow stream. Herewith multiple compounding solutions are ana-lyzed with water-repellency treatment action for enumerated technological operation and applicable chemical reagents.

For preparing certificated specialist on professions "Boring oil and gas bore holes of" direction «Oil and gas business», engineering-technical workman, listeners course and faculty of increasing to qualifications, graduate student and, specializing in the field of boring and heavy repair of the bore holes.

ISBN УДК 622.24 Н.А Петров

Электронный журнал «Нефтегазовое дело»

3

ВВЕДЕНИЕ

Большие запасы нефти в Западно-Сибирском нефтегазовом комплексе нахо-

дятся в низкопроницаемых высокогидрофильных терригенных (полимиктовых) коллекторах сложнопостроенных месторождений. Такие продуктивные пласты не могут успешно осваиваться без выполнения операций по качественному вскрытию продуктивных пластов, интенсификации притока нефти и уменьшения ее обвод-ненности проведением ремонтно-изоляционных работ (РИР). Следовательно, дос-тижение потенциальной продуктивности нефтяных пластов находится в прямой за-висимости от комплекса работ на завершающей стадии строительства скважин.

До поражения нефтяного коллектора его фильтрационные характеристики счи-таются естественными. После воздействия на продуктивные пласты различными техническими средствами, технологическими приемами и жидкостями коллектор-ские свойства ухудшаются. Основными причинами негативных процессов являются загрязняющее воздействие твердой фазы и водных фильтратов, применяемых рас-творов, наряду с инициированием и провоцированием физико-химических и микро-биологических явлений набухания глинистых пород, возникновения эмульсий, не-органического и органического осадкообразования, гелеобразования и структуро-образования, отверждения и др., а также различными изменениями состояния ске-лета горной породы (возникновение трещин гидроразрыва, разрушение при выносе песка, оплавление и смыкание пор и пр.).

Задача заключается в том, чтобы при заканчивании скважин сохранить, либо восстановить нефтепроницаемость эксплуатационных объектов, а в лучшем случае – максимально увеличить (выше естественных) проницаемость коллектора в приза-бойной зоне пласта (ПЗП) по нефти и одновременно снизить до минимума для во-ды.

Для уменьшения отрицательного воздействия на эксплуатационные объекты совершенствование применяемых технических средств, технологий (способов) и рецептур технологических жидкостей (ТЖ) должно идти по пути ограничения про-никновения инородных компонентов растворов в околоскважинную зону, повыше-ния качества изоляции пластов при тампонажных и ремонтно-восстановительных работах и создания щадящих режимов работы в скважинах, чтобы недопустить раз-герметизации цементной крепи.

Кроме того, для уменьшения негативного воздействия на ПЗП необходимо по-высить качество всех технологических жидкостей, применяемых при заканчивании скважин (буровых, цементных и буферных растворов; жидкостей для перфорации, глушения и консервации скважин; растворов для освоения, обработки призабойных зон (ОПЗ), гидроразрыва пластов (ГРП) и ремонтно-восстановительных работ (РВР)) на основе принципов ингибирования негативных процессов и гидрофобиза-ции отрицательно заряженных поверхностей.

Порода-коллектор практически всегда полиминеральна. В песчанике из терри-генного коллектора могут быть в различных количествах карбонаты, глины, гидро-слюды и пр. Причем полимиктовый песок имеет большую удельную поверхность по сравнению с кварцевым песком и обычно обладает гидрофильными свойствами.

4

Гидрофобизации отрицательно заряженных поверхностей можно достичь следую-щими искусственными путями: воздействием углеводородными жидкостями; воз-действием катионных (азотсодержащих соединений) поверхностно-активных ве-ществ (ПАВ) и некоторыми видами неионогенных и амфолитных ПАВ; образова-нием гидрофобных пленок (гелированных, отвержденных и пр.) реагентами и ком-позициями; насыщением поверхности адсорбированным кислородом; прижогом техническими средствами, а также взрывчатыми и горючими веществами и др.

Цель работы – разработать и оптимизировать способы, технические средства, рецептуры технологических растворов и химические реагенты для завершающей стадии строительства глубоких скважин, выявить особенности применения новых технико-технологических решений и составов для повышения качества воздейст-вия на терригенные (полимиктовые) продуктивные пласты, обеспечивающих по-лучение потенциальных дебитов безводной нефти.

В работе использован комплексный и системный методы исследований, включающие обобщение и анализ накопленного отечественного и зарубежного опыта, экспериментальное изучение (в т. ч. и с технико-технологическим модели-рованием): лабораторное, стендовое и промысловое на скважинах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП).

1 ОБЗОР И АНАЛИЗ АКТУАЛЬНЫХ ПРОБЛЕМ, ВОЗНИКАЮЩИХ НА

ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН И ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Закачивание скважин включает несколько технологических процессов: пер-вичное вскрытие продуктивных горизонтов, стадии борьбы с осложнениями и обработки пластов, этап опробования перспективных пластов, крепление и це-ментирование скважин, вторичное вскрытие нефтяных пластов, этап консерва-ции, освоение скважин с операциями вызова притока углеводородов и интенси-фицирующих обработок ПЗП, этап ввода скважины в эксплуатацию. Кроме того, на различных этапах иногда проводятся операции глушения скважин и установки облагороженных химическими реагентами забойных пачек.

Песчаники терригенных коллекторов продуктивных горизонтов Ноябрьского района Западно-Сибирской НГП с повышенной (13-16 %) глинистостью, пони-женной (до 10 %) карбонатностью и слабослюидистые с общей пористостью 11-27 %. Емкостные свойства пород-коллекторов изменяются от 15 до 23 %, а фильтрационные – от 0,005 до 0,250 мкм2 и очень редко в отдельных прослоях достигают 0,5 мкм2. Отличительной особенностью является то, что сложнопо-строенные залежи имеют неоднородное и низкое (60-90 %) нефтенасыщение, по-верхности минерального скелета коллекторов высокогидрофильны.

Фазовая проницаемость для нефти по продуктивным пластам резко снижается при незначительном (даже на 5%) увеличение водонасыщенности в призабойной зоне. Пластовые воды относятся к хлоркальциевому и гидрокарбонатно-натриевому типу. Запасы нефти в низкопроницаемых (менее 0,05 мкм2) коллекторах с малоде-битными скважинами в Западной Сибири велики. Они могут рентабельно разраба-тываться только с применением интенсифицирующих технологий вскрытия и спе-циальных дополнительных воздействий на продуктивные пласты. Таким образом

5

осложнился весь комплекс на начальном этапе эксплуатации скважин, что приводи-ло к дополнительным затратам времени и материалов и применению более эффек-тивных методов интенсификации добычи нефти. Автоматически пришлось уделять повышенное внимание вопросам вскрытия и обработки пластов при заканчивании скважин.

В процессе заканчивания скважин происходит формирование обширной зоны проникновения технологических жидкостей, в результате чего дебиты скважин ока-зываются значительно ниже потенциальных. Проникновение компонентов бурового раствора в коллектор является первым этапом, который определяет качество вскры-тия, поскольку он во многом влияет на последующие этапы воздействия других технологических жидкостей, т. е. своеобразный "слоеный пирог" посторонних аген-тов, нарушающих естественное равновесие в коллекторе.

Проведенные исследования в соседнем районе Западной Сибири (на скважи-нах Лангепасской группы месторождений) показали, что на эффективность рабо-ты скважин влияют, как геолого-физические, так технико-технологические пара-метры вскрытия продуктивных пластов. Из группы геолого-физических парамет-ров наибольшее влияние оказывают такие факторы как проницаемость и порис-тость. Из группы технико-технологических факторов при первичном вскрытии пласта значимо влияют промывочная жидкость, расстояние до водонефтяного контакта (ВНК), длина зумпфа, а при вторичном вскрытии – перфорационная жидкость, способ перфорации, дополнительные методы воздействия на ПЗП. По промысловым данным наиболее эффективно с точки зрения динамики обводнен-ности продукции скважин проводить кумулятивную перфорацию на нефти, затем – на солевых растворах и далее – на технической воде и глинистом растворе.

В литературе накоплен достаточно большой теоретический и эксперимен-тальный материал, позволяющий в общих чертах формулировать наиболее суще-ственные положительные и негативные механизмы, влияющие на нефтепрони-цаемость ПЗП. Однако слабо проработанными являются вопросы гидрофобиза-ции отрицательного заряженных поверхностей полимиктового коллектора либо мало- и полностью неизученными остались многие важные аспекты улучшения свойств дисперсных систем и других растворов многочисленных процессов за-канчивания скважин модифицирующими добавками катионных ПАВ (КПАВ).

Общепризнано, что оптимальной (по степени и характеру вскрытия нефтя-ных пластов) является открытая конструкция забоев скважин (ОКЗС), а наилуч-шими с точки зрения качества вскрытия нефтяных пластов являются безводные (до 3%) растворы на углеводородной основе, несколько уступают последним эмульсии. Но на практике наиболее широкое распространение получили закры-тые конструкции забоев скважин (ЗКЗС) и растворы на водной основе - нараба-тываемые глинистые, полимерные, солевые и др.

Необходимость применения известково-битумных растворов (ИБР) вызвана требованием отбора качественного керна для подсчета и пересчета запасов. Но при отсутствии негашеной извести высокой активности и гидрофобного барита седиментационноустойчивый раствор не получается. Основными проблемами рецептур гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР) являются обеспечение их термостойкости и термостабильности параметров на протяжении всей технологи-

6

ческой операции. А продолжительность бурения скважин значительна и превы-шает практически все другие технологические операции заканчивания и капи-тального ремонта скважин. Поэтому повышенные требования предъявляются к эмульгатору и качественным характеристикам углеводородной жидкости.

Естественные глинистые растворы (ЕГР) обрабатывались большим набором химических реагентов (КМЦ, НР-5, НР-5к, Tylose, Finnfix, Cypan, гипан, ГКЖ, НТФ, КССБ, ПАА, Dk-drill, ПКР (НР-5+ГПАА+НТФ), ПКР-М (Cypan+ Dk-drill+эмультал), неонол, сульфонол, эмультал, таловое масло, нефть, графит и др.). При использовании отечественной системы очистки растворов плотность, содержание глинистой фазы (ГФ) и ее коллоидной составляющей (Ск) зачастую превышали оптимальные величины и при первичном вскрытии продуктивных пластов находились в широком диапазоне и соответственно составляли: ρ = 1100-1290 кг/м2, ГФ =10,1-34,8 %, Ск =1,4-3,5 %. Содержание взвешенных твердых ве-ществ (ТВ), т. е. размером более 0,1 мм (песок, частицы шлама и металла и пр.) находилось в пределах 0,1-2,8 %. Следовательно, ПЗП в большинстве случаев подвергалась повышенной репрессии и загрязнению глинистыми частицами. Ус-тановлено, что с уменьшением количества в растворе коллоидной глинистой фа-зы примерно на 25 % при глубинах скважин более 2500 м механическая скорость бурения (Vм) с применением шарошечных долот повышалась примерно на 10 %, а проходка на долото (hд) – на 20%.

Применение зарубежной системы очистки вместе с оборудованием для ос-ветления жидкой фазы фирмы «Кем-Трон» позволяла более эффективно отделять излишки глинистой фазы. На гидроциклонах отделялось более 80 % частиц раз-мером менее 0,1 мм, а на центрифугах – более 90%, при этом коллоидных частиц – 50-99 кг/т. Тем не менее даже при использовании системы Кем-Пас, Поликем Д, т. е. наличии полимерного флокулянта в буровых растворах не всегда удавалось обеспечить надлежащий уровень очистки в пределах Ск = 1,5-2,0 % (иногда со-держание Ск достигало до 2,7 %). Причем эффективность очистки существенно зависела от свойств используемой воды.

Основным критерием оценки негативных физико-химических взаимодейст-вий фильтратов растворов является коэффициент восстановления проницаемости (Кпр) – это есть отношение проницаемости керна по углеводородной жидкости (нефти, керосина) до и после воздействия технологическими жидкостями и их фильтратами. Экспериментальные исследования на кернах Суторминского ме-сторождения показали, что после фильтратов традиционных растворов с пара-метрами межфазного натяжения (σ) на границе «фильтрат – керосин» равными 23,6-29,5 мН/м одновременно с гидрофилизирующим эффектом анионного ПАВ (сульфонол) Кпр составил 0,6-0,7. А для фильтратов растворов с добавками не-иногенного ПАВ (неонол), имеющих σ = 18,1-18,7 мН/м – Кпр = 0,70-0,75. Про-мысловый опыт показал, что применяемые виды химической обработки традици-онных буровых растворов не обеспечивали достаточный уровень качества вскры-тия продуктивных пластов.

При проведении авторского надзора за процессами строительства скважин Суторминского и Муравленковского месторождения выявлено ряд нарушений в технологии бурения и цементирования скважин. В частности, скорость спуска

7

бурильного инструмента и обсадных колонн превышала допустимые в 2,5-3,0 раза, фактические промывки при спуске эксплуатационных колонн и перед це-ментированием составляли 0,5-0,7 цикла промывки, что также кратно (в 2-4 раза) меньше нормативных, технологические параметры буровых растворов были по-вышенными на десятки процентов, нарушалась технология приготовления и об-работки химреагентами буровых, цементных и гельцементных растворов.

Для уменьшения отрицательного действия цементных растворов на ПЗП важно снизить водоотдачу, например введением полимерных реагентов. При применении на практике реагентов ПВС-ТР (в Пурпейском нефтегазовом регио-не) и TULOSE E 29651 (в Ноябрьском регионе) последний оказался более эффек-тивным и позволил добиться снижения показателя фильтрации (ПФ) до 6-7 см3/30 мин при концентрации 1,0-1,5 %. Но практически нет данных по улучше-нию на практике качества фильтрата цементного раствора модифицирующими присадками.

Для вторичного вскрытия наиболее широко практиковались прострелочно-взрывные работы (ПВР) на минерализованных водных растворах и нефти. Одна-ко кумулятивная перфорация в равной степени давала, как положительные, так и отрицательные результаты. Несколько лучшие результаты были получены на скважинах с применением щадящих методов сверлящей перфорации и гидропес-коструйной перфорации (ГПП), но они применялись редко в связи со сложностью организации и недостаточной безопасности работ. Опыт гидроперфорации (ГП) на утяжеленном (гематитом) глинистом растворе плотностью 1280-1940 кг/м3 на промыслах Чечено-Ингушетии в 1960 гг. далее не совершенствовался и не адап-тирован в других НГП.

В других сферах деятельности, в частности капитального ремонта скважин (КРС) и разработки месторождений имеется своя специфика и решение другого круга осложнений, нежели при строительстве скважин. Однако работы при за-канчивании скважин во многом пересекаются с ними, когда связаны именно с работами в эксплуатационных объектах – продуктивных пластах и проблемами повышения дебитов и снижения обводненности продукции скважин. Но автома-тически перенести накопленный научный и производственный опыт и распро-странить известные закономерности на процессы заканчивания скважин из дру-гих сфер деятельности без этапа адаптации технологий и рецептур растворов не-возможно. Но для выработки критериев обоснованного выбора составов и их объемов, а также способов вскрытия целесообразно проанализировать (на качест-венном уровне) промысловые данные и учитывать полученные в регионе факти-ческие результаты.

Так при глушении опытных скважин для смены глубинного насосного обо-рудования на Вынгапуровского месторождении обратными эмульсиями скважи-ны выходили на режим по сравнению с базовыми, заглушенными техводой и со-левыми растворами, в среднем в 2,5 раза быстрее (т. е. примерно на 5 сут), при-чем с уменьшенной в 2 раза суммарной непрерывной работой электроцентробеж-ного насоса. На Суторминском месторождении скважины выходили на режим после глушения на первый или второй день, т. е. в 3,7 раза быстрее (или на 4 сут).

8

При глушении скважин солевыми растворами наблюдалось повышенное погло-щение задавочного раствора.

Эксплуатация добывающего фонда скважин месторождений Западной Сиби-ри зачастую осложнялась из-за образования асфальтосмолопарафиновых отложе-ний (АСПО) на промысловом оборудовании и в ПЗП. Для очистки последней в основном применяли растворители. Наиболее успешными (84,7 %) и эффектив-ными (7,5 т/сут) в Ноябрьской группе месторождений были обработки с исполь-зованием гексановой фракции (ГФ), несколько ниже успешность (71,5 %) и эф-фективность (7,3 т/сут) в композиции ГФ с этилбензольной фракции (ЭБФ).

Наиболее широко (57,9 % от общего объема обработок) применяющимися методами восстановления и повышения производительности скважин в Ноябрь-ском регионе были солянокислотные (СКО), глинокислотные (ГКО) и ацетоно-кислотные (АКО) обработки. Средняя успешность обработок в добывающих скважинах составляла 62,3 % при эффективности 10,3 т/сут, а в нагнетательных успешность работ была выше – 78,6 %.

При анализе кислотных обработок, проводимых в Ноябрьском регионе уста-новлено, что для более адекватной оценки эффективности промысловых данных по опытным и базовым скважинам необходимо учитывать основной геологиче-ский фактор - относительную амплитуды ПС (собственной поляризации). Сква-жины следует классифицировать и выделять в две группы исходя из принципа с αпс менее и более 0,65.

Необходимо отметить, что при проведении КРС (перед кислотными обра-ботками) недохождение насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя наблюда-лось в 40-50 % скважин. Столб глинисто-песчаных пробок на забое иногда дости-гал высоты 25-30 м, а иногда перекрывал и интервал перфорации. Вместе с тем практически всегда в зумпфе находилась пульпа из воды, эмульсии и взвеси гря-зи. Растворимость забойных отложений в 12 %-й соляной кислоте достигала 31,7-37,3 %, а глинокислоте – 51,5-60,2 %. Растворяющаяся часть отложений в первом случае состояла в основном из соединений железа (70,3 %), а во втором случае – из соединений железа и алюминия (90,3 %). В отложениях техногенного характе-ра было свыше 60 % мелких (менее 0,1 мм) частиц, способных к самоуплотне-нию.

Исследование отложений с деталей насосов добывающих скважин Сутор-минского месторождения показало, что они содержали значительные количества (9-26 %) углеводородов и влаги. Во многих пробах присутствовала сульфидная сера. Наличие сульфидных соединений указывало на появившуюся деятельность сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

Другие виды работ по интенсификации притока нефти, в частности ГРП проводились зарубежными фирмами «Клиарвортер» (США) и «Кат-Ойл» (Герма-ния). При проведении ГРП предпочтительнее было использовать реагенты и жидкости последней фирмы, ввиду лучших и однородных свойств, получаемых гелей на водной и углеводородной основе с различными партиями поставок хим-реагентов.

При проведении ремонтно-изоляционных работ в Ноябрьском районе в до-бывающих и нагнетательных скважинах успешных оказалось соответственно 35

9

и 55 %. Успешность тампонирования негерметичных резьбовых соединений (НГРС) с оставлениями стакана составляла 90 %, а при применении технологии "скользящего тампонирования" – всего 60-70 %.

2 ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧИХ ГИПОТЕЗ ПО

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

Для выбора участков конструкции забоев скважин предложены следующие принципы, предусматривающие учет: системы разработки нефтяного месторож-дения, т. е. расположение добывающих скважин с различной конструкцией забоя на структуре и их положение относительно нагнетательных скважин; динамику продвижения водонефтяного контакта, геолого-физические данные, как по раз-личным участкам месторождения, так и по отдельным скважинам. Это позволит более обосновано выделить зоны продуктивных разрезов на сложнопостроенных месторождениях при принятии решения по применению наиболее гидродинами-чески совершенной открытой конструкции забоев на конкретной скважине.

Теоретические аспекты улучшения технологических жидкостей для повы-шения качества заканчивания скважин основаны на управлении расклинивающим капиллярным давлением, обобщенной теории Дерягина – Ландау – Фервея – Овербека (ДФЛО), правиле уравнивания полярностей при адсорбционных явле-ниях и эффекте адсорбционного понижения прочности поверхности, сформули-рованных П.А. Ребиндером. Для снижения капиллярных давлений необходимо: понизить поверхностное (межфазное) натяжение, что достигается всеми видами ПАВ; модифицировать поверхности гидрофильных отрицательно заряженных полимиктовых коллекторов на гидрофобную растворами на углеводородной ос-нове, а в водных средах катионными ПАВ; сохранить размеры пор путем ингиби-рования гидратации глин, либо восстановить путем дегидратации глин спиртосо-держащими химпродуктами, химическим растворением АСПО углеводородными жидкостями или увеличить пористость путем кислотного растворения глин и карбонатов скелета горной породы и привнесенных осадков техногенного проис-хождения.

Оптимальным считается то, когда регулирование во всех позитивных на-правлениях одновременно осуществляется одной и той же многофункциональной (полифункциональной) модифицирующей добавкой, причем во все технологиче-ские жидкости многочисленных процессов завершающей стадии строительства скважины (рисунок 1).

Большинству требований качественного вскрытия продуктивных пластов отвечают растворы на углеводородной основе (РУО), причем те из них, в кото-рых меньше содержание воды. Для повышения качества вскрытия терригенных продуктивных пластов с повышенной глинистостью и при близком расположе-нии водоносных горизонтов в качестве универсальной модифицирующей при-садки в растворы на водной основе наиболее подходят катионные ПАВ. Однако полимиктовые коллекторы содержат еще и карбонатные включения, поверхности которых хотя и могут быть отрицательно заряженными, но чаще все же положи-тельно заряжены.

10

Эмульсии с новыми эмульгаторами (Синол-ЭМ, талловое масло + ГКЖ-10),"стойкой эмульсии"

Нефильтрующиеся (до 3-22 % воды), утяжеленные портландцементом

РУО

Глинистый буровой раствор (БР)

Полимерглинистый БР

Утяжеленный полимер глинистый БР

Пол

ифун

куци

онал

ьная

доб

авка

КП

АВ

в

техн

олог

ичес

кие

раст

воры

Цементный раствор

Перфорационная жидкость

Жидкость для глушения скважин

Жидкость для времен- ной консервации скважин

Жидкость для вызова при- тока нефти из скважины

Жидкость для обработки призабойной зоны пласта

(ПЗП)

Углево дород ный

раство- ритель АСПО

Спирто-кислот-

ный раствор

СКО, ГКО, АКО

Доб

авка

КП

АВ

в

прод

укци

ю с

кваж

ин

Смеси спиртоуглеводо- родного и кислотно-

углеводородного растворов

В нефть для деэмульги-

рования

В нефть перед транспортировкой по трубо-проводу для предупреждения сероводо-

родной и водной коррозии металла

В закачиваемую в скважину водные рас-

творы для предупреждения заражения СВБ

Противоприхватная ванна

Временная приза-бойная пачка

Буферная жидкость

Растворы минеральных

солей

Полимерсолевые растворы

Полимерные растворы

Гелеобразующие и осадкообразующие

растворы

Продукты органической химии

Аэрированные глинистые и поли-мер - глинистые растворы,пены

Нефть и нефте-продукты

Техническая вода

Углеводородная жидкость

Кислотный раствор

Слабо-кислотный раствор для отмыва глинистой корки

На углеводородной основе для отмыва смазочной добавки со стенок

На водной основе для отмыва глинистой корки

Щелочные растворы, на основе жидкости

ГКЖ-10(11)

Кумулятивная перфорация (ПВР)

Гидропескоструйная перфорация (ГПП)

Гидроперфорация (ГП)

Все типы глинистых буровых растворов

Все типы утяжеленных РУО

Бесперфораторное вторичное вскрытие

пласта

Жидкость для гидроразрыва пласта (ГРП)

Рисунок 1 – Схема применения технологических жидкостей с гидрофобными свойствами (РУО и жидкости на водной основе, модифицированные КПАВ)

11

Поэтому для повышения эффектов гидрофобизации продуктивный пласт необходимо дополнительно гидрофобизировать другими типами реагентов, раз-личающимися с КПАВ по механизму действия. К ним относятся гидрофобные кремнийорганические жидкости ГКЖ-10(11,11Н) и углеводородные смазочные добавки буровых растворов, обычно включающие эмульгатор или флотореагент-оксаль.

Механизм ингибирования и набухания глинистых материалов в водных сре-дах катионными ПАВ многоплановый. При пленкообразовании поверхность гли-нистых частиц гидрофобизируется и защищается при первой стадии физической адсорбции КПАВ. При второй стадии – хемосорбции модифицируется поверх-ность глинистых частиц. Процессы замещения обменных комплексов органиче-скими катионами во всей кристаллической решетке глинистых частиц соответст-вуют кинетике топохимических реакций с одновременным влиянием законов ме-ханохимии и синергетики. Таким образом, при третьей стадии происходит, так называемое, "псевдообъёмное" ингибирование при колебательном режиме про-никновения КПАВ внутрь пакетов с физической и химической адсорбцией по-верхностей в микротрещинах.

Механизм флокулирования глинистых дисперсных систем катионными ПАВ протекает, в основном, за счет электростатических и структурных сил (согласно теории ДФЛО), причем включает четыре стадии: аналогичную процессам коагу-ляции неорганическими электролитами, т. е. с коагуляцией как в ближнем, так и в дальнем минимуме, а также вследствие реброгранной коагуляции; электрохими-ческую (при электростатическом взаимодействии глинистых частиц); пленкооб-разующих эффектов (в основном при физической адсорбции КПАВ); мицелляр-ного укрупнения в ассоциации (слияние пленочных флокул). Возможен также ход процессов в обратном направлении, например при механическом захвате ка-тионными ПАВ части дисперсной среды по типу окклюзии с дальнейшим пере-распределением в конгломерате. Для водорастворимых фракций КПАВ процессы флокуляции практически не идут дальше третьей стадии.

При обработке глинистых буровых растворов катионными ПАВ происходят перемены в самой дисперсной системе, глинистой корке и поровом пространстве окоскважинной зоны. Углеводородные смазочные добавки (УВСД) буровых рас-творов взаимодействуют с КПАВ, что приводит к их перераспределению из рас-твора на контактные поверхности. Прежняя глинистая корка расформировывает-ся ввиду растрескивания. Катионные ПАВ проникают в поровые пространства горных пород и коагулируют находящиеся в них коллоидные частицы, вследст-вие чего ограничивается их миграция в глубь пласта. Обновленная глинистая корка в пристенных слоях коагулянта уплотнена и насыщена УВСД. Кроме того, в слоях обращенных в скважину корка включает еще и флокулы. На отрицатель-но заряженной поверхности бурильной колонны также адсорбируются КПАВ. Физико-химические и механические явления, происходящие при взаимодействии вновь сформированной гидрофобизированной фильтрационной корки со слоями УВСД и КПАВ на металлической поверхности теоретически более выгодны для

12

улучшения триботехнических свойств контактных зон, исключения затяжек и прихватов бурильного инструмента.

Механизм адсорбции водорастворимых фракций КПАВ может совпадать с и углеводородорастворимыми фракциями ПАВ в один слой не только при малых концентрациях реагента в объеме. Это также может происходить в тех случаях, когда поверхность предварительно уже смочена углеводородами (адгезионной нефтью) следующими путями проникновения в зазор: при диффузии через слой прилипшей капли углеводорода; при миграции КПАВ с закрепленных участков по поверхности из зоны, смоченной водой, в зону под пленкой углеводорода; при миграции КПАВ с какой-либо точки на границе раздела «нефть – вода» и самона-ведения полярной группой в зону контакта между нефтью и поверхностью; при миграции из водной среды и расклинивании зазора.

В этом случае образование характерного для водорастворимых молекул КПАВ второго обратно-ориентированного слоя в водной среде не происходит, в результате достигается усиление гидрофобизации поверхности и увеличение за-гидрофобизированной поверхности за счет клеточного эффекта (десорбированию КПАВ с поверхности препятствуют молекулы нефти) и индуцирования явления избирательного смачивания (заключающегося в том, что жидкость, которая луч-ше смачивает данную подложку, самопроизвольно оттесняет другую жидкость).

Повышение показателей бурения за счет совместного действия КПАВ и УВСД, в частности показателя Vм произойдет в большей степени при прохожде-нии глинистых пород ввиду их гидрофобизации, а показателя hд - в песчанике ввиду уменьшения износа вооружения долота, причем в первую очередь из-за уг-леводородорастворимых фракций, а после создания слоя УВСД и водораствори-мых фракций КПАВ.

Совмещение гидроакустического и кавитационного воздействия вихревого кольмататора с обработкой бурового раствора катионным ПАВ приведут к более существенному уменьшению электростатических сил отталкивания при взаимо-действии глинистых частиц. Кроме того, адсорбированные на глинистых части-цах катионные ПАВ привнесут составляющую структурных сил притяжения. В итоге это скажется на увеличении вероятности сближения большего количества глинистых частиц, проникших в поры коллектора, и дополнительно улучшится их упаковка в единице объема кольматационного экрана. С другой стороны по-вышенное газонасыщение коллектора (в т. ч. и кислородом) повысит степень ин-гибирования гидратации глин в околоскважинной зоне.

С целью восстановления и интенсификации притока нефти проводят обра-ботки призабойных зон облагороженными (добавками ПАВ) жидкостями и ки-слотными растворами. Целесообразно в этом случае воздействовать на всю зону проникновения водных технологических жидкостей на предыдущих этапах для инверсии смачивания поверхностей с гидрофильной на гидрофобную. При про-ведении исследований методов кривой восстановления давления (КВД) в добы-вающих скважинах установлено, что величины гидродинамических параметров (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность) в первой зоне неодно-родности на удалении до 0,67-8,14 м существенно выше, чем на втором (переход-ном) и третьем участках неоднородности на удалении более 1,62-16,63 м. Только

13

после значительного увеличения гидродинамических параметров второго участ-ка, являющегося своеобразным барьером возможно увеличение дебита скважины после ОПЗ. Традиционно в ПЗП любых добывающих скважин Ноябрьского ре-гиона закачивалось от 3-5 до 15-17 м3 раствора, что в некоторых случаях было кратно меньше требуемого, естественно это сказывалось на эффективности тех-нологических операций.

Поэтому необходимые объемы технологических жидкостей для проведения ОПЗ следует определять и уточнять индивидуально для каждой конкретной скважины. Необходимо отметить, что учет данного обстоятельства при выборе объема композиции для проведения РИР позволит также повысить их успеш-ность.

Системная и последовательная концепция качественного вскрытия и обра-ботки продуктивных нефтяных пластов предусматривает управление процессами смачивания с гидрофильной на гидрофобную путем обработки всех технологиче-ских жидкостей, применяемых в многочисленных процессах заканчивания сква-жин добавками полифункциональных катионоактивных азотсодержащих соеди-нений (рисунок 1). Необходимость в последовательности при выборе одних и тех же типов модифицирующих и облагораживающих добавок вызвана тем, чтобы избежать отрицательных последствий несовместимости химических реагентов (осадкообразование, высаливание, нейтрализация, гелеобразование и пр.). К тому же наличие единого (небольшого) набора ассортимента химических реагентов для проведения различных видов работ на скважинах облегчает и удешевляет ра-боту служб снабжения. Вместе с тем, концепция глобального (в рамках строи-тельства скважин) улучшения качества фильтратов технологических жидкостей добавками КПАВ допускает возможность использования и комплексных химреа-гентов нового поколения, т. е с совместимыми с катионными ПАВ неионогенны-ми и амфолитными ПАВ.

Оптимизация эффективной разработки месторождений закладывается на стадии проектирования, строительства и освоения скважин. Превентивная кон-цепция борьбы с осложнениями, характерными для освоения и начального пе-риода эксплуатации скважин заключается в том, что начинают борьбу с ними (или предупреждают их возникновение и инициирование) уже на стадии строи-тельства скважин, начиная с момента работы с продуктивными пластами (от пер-вичного вскрытия и так далее до сдачи скважины в эксплуатацию). Указанная концепция предусматривает предупреждение и борьбу с загрязнениями ПЗП: твердой фазой технологических жидкостей, солеотложениями, асфальтосмолопа-рафиновыми отложениями, гидратообразованиями, продуктами деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Предусмотрены также меры по предупре-ждению водопроявлений за счет гидрофобизирующих эффектов (применением растворов на углеводородной основе или модификацией растворов на углеводо-родной основе катионными ПАВ), а также использованием технических средств уменьшающих процессы трещинообразования и растрескивания в цементном кольце и горной породе (щадящего принципа действия, с использованием демп-фирующих элементов и др.).

14

В комплексной концепции повышения качества заканчивания и ремонтно-изоляционных работ нефтегазовых скважин предусматривается изучение предыс-тории проводимых на ней работ, состояние ствола, крепи и ПЗП, при этом основ-ной упор делается на проведение комплекса подготовленных работ.

Под герметичностью крепи скважины подразумевают герметичность обсад-ных труб и их резьбовых соединений, цементного камня и контактных поверхно-стей «обсадная колонна - цементный камень - горная порода». Конечно герме-тичность крепи может быть только относительный, тем не менее для предупреж-дения водоперетоков необходимо повышать качество разобщения пластов как повышением надежности обсадных труб и герметизации резьб смазками, так и совершенствованием способов цементирования и используемых технических средств. В то же время перед цементированием скважин целесообразно также провести изоляцию коллекторов как минимум в первой промытой зоне, а опти-мально - включая и второй участок неоднородности ПЗП.

При проведении любых операций (будь то по восстановлению или интенси-фикации продуктивности скважин или РИР) необходимо осуществлять предвари-тельную промывку ствола скважины и зумпфа, причем с применением облагоро-женных (полимерных, полимерсолевых и др.) растворов с повышенными песко-несущими свойствами. Далее важно установить солянокислотную ванну (СКВ) с присадками ингибиторов коррозии металла и вновь промыть ствол скважины. За-тем следует произвести операцию по удалению осадков из пор зоны проникнове-ния в ПЗП, в частности СКО или ГКО или АКО с применением углеводородных буферных жидкостей с добавками КПАВ и дополнительно ввести в кислотные растворы ингибиторы коррозии металла – КПАВ. Потом необходимо осущест-вить дегидратацию второго участка (зоны) проникновения (по данным КВД) спиртосодержащими химпродуктами. Можно расширить имеющиеся каналы в ПЗП и создать новые более трудоемкими работами – ГРП, ГПП, ГП, в крайнем случае пробурить боковой ствол.

После этого комплекса работ при проведении РИР проводят очистку про-травленных кислотой поверхностей трещин и каналов в обсадных трубах и гор-ной породе от нефти мицеллярными растворами с повышенной моющей способ-ностью – анионными ПАВ, либо комплексными на основе анионных и неионо-генных ПАВ (например, МЛ-80, МЛ-80Б (81Б)). Затем вымывают из скважины мицеллярный раствор. Это позволит повысить адгезию герметизирующих компо-зиций. Для повышения эффективности изоляционных работ целесообразно зака-чивать различающиеся по вязкости (с постепенным повышением в соответствие с зонами неравномерности в ПЗП) композиции и увеличением количества кольма-тирующего наполнителя (желательно комбинированный) с оставлением стакана в стволе скважины.

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ

ВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ

Изучение кернов Вынгапуровского месторождения показало, что для песча-ников и алевролитов пластов БВ6-8 расчетные минимальные значения прочности

15

горных пород на одноосное сжатие (σсж), обеспечивающее устойчивость ПЗП, со-ставляли 35-44 МПа, а фактические данные – 35,4-109,0 МПа. Следовательно, в Ноябрьском регионе прочностные показатели горных пород вполне достаточны для проектирования открытой конструкции забоев скважин (ОКЗС).

Для выбора ОКЗС и закрытой конструкции забоев скважин (ЗКЗС) исследо-вали три типа продуктивных пластов на месторождениях. Вынгаяхинский тип разреза с продуктивными пластами БП, расчлененный на 4 зоны по пористости (до 18, 18-20, 20-22 и более 24 %). Вынгапуровские продуктивные пласты БВ, разбитые на 4 зоны эффективной нефтенасыщенной толщины пласта (менее 6, 7,2-13,4, 6,4-12,0 и 4,5-11,2 м). На остальных месторождениях с продуктивными горизонтами БС выделяли характерные участки на месторождении и зоны нефте- и водонасыщенности с учетом устойчивости горных пород (сж), динамики про-движения напорных вод и водонефтяного контакта (ВНК), дальности расположе-ния нагнетательных скважин от добывающих.

Установлено, что для Вынгаяхинского и Вынгапуровского месторождения, как правило, наиболее приемлем тип ОКЗС с последующим проведением геоло-го-технических мероприятий по выравниванию профилей приемистости нагнета-тельных скважин. В купольной части Новогоднего, Муравленковского и Холмо-горского, Пограничного и Западно-Ноябрьского месторождений, особенно, в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ) и (несмотря на переслаивание пропластков с аргилли-тами) при наличии участков с глинистой перемычкой более 5 м можно также вы-делить несколько зон и пробурить скважины с открытой конструкцией забоя. Для предупреждения "кинжальных" прорывов воды необходимо то же выравнивать профиль нагнетания в ближайших нагнетательных скважинах. На других место-рождениях третьей группы, в частности Суторминском, Крайнем, Карамовском, Северо-Карамовском, Северо-Пямалияхском, следует применять только ЗКЗС.

В отличие от седиментационно неустойчивого раствора на углеводородной основе с малым содержанием воды (до 2-3 %), утяжеленного баритом, предложе-на новая рецептура, утяжеленная портландцементом (в количестве до 25-35 %), который применяют при тампонажных работах. Для того, чтобы не произошло схватывание цемента углеводородный раствор из 10-20 % окисленного битума (ОБ, омыленного 30-50 %-м водным раствором каустической соды) в дизельном топливе плотностью 870-900 кг/м3 дополнительно заэмульгировали сульфонолом (0,7-1,0 %) и эмульталом (0,2-0,3 %). Полученный раствор с нормальными реоло-гическими свойствами и плотностью 1100-1150 кг/м3 удовлетворяет условиям вскрытия большинства продуктивных пластов (БП, БВ, БС) месторождений За-падной Сибири.

Разработанный состав инвертно-эмульсионного раствора плотностью 950-1400 кг/м3 включает 50-70 % нефти, 30-50 % водного раствора хлористого каль-ция, барит и 1,4 % нового эмульгатора на основе талового масла, омыленного реагентом ГКЖ-10(11) в соотношении 1,0:0,4. Термостойкость, термостабиль-ность и структурно-реологические свойства эмульсии во многом зависели от ка-чества пробы нефти. Электропробой эмульсии достигал 210-320 В.

Провели комплексное исследование известных и новых эмульгаторов в со-ставах из стабильного бензина (Ст. б.) – 20 % (или другое название – газовый

16

конденсат – ГК) и пластовой воды. В качестве эмульгаторов изучали эмультал (Э), композицию эмультала и окисленного битума (ОБ) в дизельном топливе (ДТ), ОБ в ДТ, Нефтенол НЗ. Концентрация эмульгаторов составляла 4 %. Кроме того, в композиции на основе эмультала и ОБ в ДТ добавляли 1 % амфолитного ПАВ – окись амина (ОА) – это 30 %-й водный раствор окиси алкилдиметиламина. Вместе с тем эмульсии содержали 0,8-2,4 % щелочного реагента ГКЖ-11. Термо-стабильность эмульсионных составов при 85 °С с минимальным содержанием ГКЖ-11 повышалась в ряду с эмульгаторами: ОБ в ДТ, Нефтенол НЗ, эмультал в ДТ. Эмульсии с эмульгаторами Э + ОБ в ДТ, а также данная композиция с ОА были устойчивыми на протяжении всего опыта – 30 ч. При повышении концен-трации щелочного реагента ГКЖ-11 все эмульсионные составы выдержали испы-тания.

Обратные эмульсии, как правило, представляют собой системы с неньюто-новским характером течения. Тенденция изменения эффективной вязкости эмульсии с повышением температуры приведена в таблице 1. Таблица 1 – Зависимость эффективной вязкости эмульсии от температуры

ηэф, мПа∙с при температуре °С Состав эмульгатора 20 40 60 80 95

Эмультал в ДТ + 0,8% ГКЖ 123 119 70 13 -

Эмультал в ДТ + 1,6% ГКЖ 71 68 70 44 - Эмультал + ОБ в ДТ + 0,8% ГКЖ 106 103 99 45 1 Эмультал + ОБ в ДТ + 1,6% ГКЖ 105 102 108 95 36 Эмультал + ОБ в ДТ + 2,4% ГКЖ 91 88 94 127 68 4% (Э+ОБ в ДТ) + 0,8% ГКЖ+ 1%ОА+ 20% Ст.б 63 79 81 147 166 4% (Э+ОБ в ДТ) + 1,6% ГКЖ+1%ОА+ 20% Ст.б 73 84 89 147 166 3% (Э+ОБ в ДТ) + 0,8% ГКЖ+1%ОА+ 20% Ст.б 56 67 78 162 205 Нефтенол – НЗ (партия А) + 0,8% ГКЖ 59 56 42 14 - Нефтенол – НЗ (партия Б) + 0,8% ГКЖ 143 140 108 67 3 Нефтенол – НЗ (партия Б) + 1,6% ГКЖ 128 121 104 78 10 Нефтенол – НЗ (партия Б) + 2,4% ГКЖ 124 122 108 108 48 Нефтенол – НЗ + 0,8% ГКЖ+1% ОА 75 100 100 110 123

Обычно с увеличением температуры реологические свойства эмульсий уменьшаются, но в составах с ОБ наряду с увеличением содержания ГКЖ вяз-кость эмульсий наоборот увеличивалась. Это происходило из-за омыления и пол-ного растворения (распускания) ОБ особенно при температурах выше 60°С. Вве-дение ОА приводило к выгодному разжижению эмульсий при низких температу-рах (что облегчает операции по сливу – наливу и снижает давления при закачке и продавливании эмульсий в скважину) к последующему загущению при темпера-турах более 60°С, что способствует увеличению устойчивости полидисперсной эмульсии. Видимо при повышении температуры ОА переходит из структуры прямой эмульсии (доля которой уменьшается) в структуру обратной эмульсии, в результате чего увеличивается вязкость системы.

Исследование фильтрационных процессов в условиях, близких к пластовым, на экспериментальной установке УБФ-1 показали следующее. Остаточный фак-тор сопротивления, равный отношению подвижности воды (мкм2/мПас) до за-

17

качки оторочки эмульсии к подвижности воды после прокачки оторочки эмуль-сии водой в размере двух поровых объемов модели пласта и характеризующий одновременно тампонирующие (блокирующие) и гидрофобизирующие свойства эмульсии с эмульгаторами – эмультал в ДТ, эмультал + ОБ в ДТ и Нефтенол НЗ – находился в пределах 0,41-0,72 при кратности снижения подвижности воды в 1,39-2,42 раза. Осточный фактор сопротивления в экспериментах с эмульгатором эмультал + ОБ в ДТ и 0,8 % ГКЖ-11 совместно с добавкой 1% ОА составил 0,25 при кратности снижения подвижности воды в 3,96 раз, что в 2,85 раза лучше в сравнении с опытом без ОА (при прочих равных условиях). При этом коэффици-ент довытеснения нефти повысился от 6,6 до 11,7 %.

Необходимо отметить, что кратность снижения подвижности воды увеличи-лась также при прокачке оторочек эмульсии с композициями Нефтенол НЗ и Э + ОБ в ДТ наряду с увеличением содержания реагента ГКЖ-11 от 0,8 до 2,4 % со-ответственно от 2,21 до 2,40 и от 1,39 до 2,42. Это вполне закономерно, т. к. ще-лочные добавки увеличивают термическую и агрегативную устойчивость эмуль-сий, к тому же полимеризующие составляющие ГКЖ-11 относятся к веществам гидрофобизирующего действия. Однако в данном случае коэффициент довытес-нения нефти с эмульгатором Нефтенол НЗ равномерно уменьшился с 9,7 до 7,1 %.

Кроме того, при рассмотрении графиков изменения перепада давления в мо-дели пласта при закачке оторочки эмульсии и последующей прокачке ее водой установлено, что выгодные значения минимальных начальных давлений (0,03 МПа) закачки в начальный момент и при пиковых (0,15-0,17 МПа), а также мак-симальные давления (0,12-0,13 МПа) при конечной стадии прокачки достигнуты также в составах с окисью амина.

На Суторминском ЦПН скапливались большие объемы т. н. "стойкой эмульсии", в основном, с параметрами: ρ=861-870 кг/м3, U > 600 В, µ=10,3-10,8 сСт, содержание воды – до 1,8 %.

Так как нефть не со всех месторождений и даже не со всех скважин конкрет-ного месторождения подходила для приготовления качественных нефтеэмульси-онных буровых растворов вполне логично использовать "стойкие эмульсии" вме-сто нефти. Однако содержание воды в резервуарах постоянно менялось, иногда увеличивалось на десятки процентов. Кроме того, в "стойкой эмульсии" присут-ствовало некоторое количество деэмульгатора. Все это затрудняло ее применение в промышленных объемах, поэтому значительный объем исследований провели также с наиболее подходящей для этих целей нефтью Холмогорского месторож-дения (таблица 2). Утяжеление эмульсий производили непосредственно кристал-лическим (кр.) хлористым кальцием (сухим). Таблица 2 – Результаты исследования эмульсий

Параметры при, °С 25 60

U, В через

Состав эмульсии, % об.

, кг/м3

УВ, с

СНС1/10, дПа

УВ, с

СНС1/10, дПа

, дПа∙с

, дПа

1ч

120ч

18

1. "Стойкая эмульсия" - 59,6; талловое масло - 1; ГКЖ - 0,4; р-р CаСl2 , (ρ= 1330 кг/м3)

1058 412 0/7 184 0/3 47 138 350 310

2. п.1 + кр. CаСl2 -13 1129 Кап. 66/70 560 13/27 55 120 310 300 3. "Стойкая эмульсия" -57; Нефтенол НЗ - 4; р-р CаСl2 - 39

1056 - 3/20 48 7/13 20 60 350 130

4. Нефть Холмогорского м-ия -59,6; талловое масло - 1; ГКЖ-0,4; р-р CаСl2 - 39

1037 348 50/60 - 30/33 27 168 270 -

5. п.4 + кр. CаСl2 -12 1140 1438 - 260 - - - >600 - 6. п.5 + 17% нефти (замер параметров че-рез сутки)

1120 176 5/7 92 5/15 23 132 >600 >600

7. п.4 + 12% CаСl2 (кр.) +17% нефти 1110 176 0/0 64 0/0 26 9 >600 >600

Примечание – напряжение электропробоя через 120 ч замеряли после термостатирования эмульсии при 60 оС

Поступающие, на промыслы промышленные партии реагентов Нефтенол НЗ

и Синол ЭМ уступали пробным партиям. Необходимой термоустойчивостью при 80 °С в течение 5 сут обладали только эмульсии на основе таллового масла и ГКЖ. После разбавления эмульсии (таблица 2, п. 7) пластовой (сеноманской) во-дой не происходило ее разложение. Однако при увеличении содержания воды от 5 до 75 % напряжение электропробоя уменьшилось от 260 до 180 В.

Стоимость эмульсионных растворов высокая, к тому же с экологической точки зрения после проведения операции их нельзя сливать в амбары. Поэтому провели исследования совместимости зарубежного эмульсионного раствора «Versaclean» на основе минерального масла ЕDС-99 с различными типами буро-вых растворов для выяснения возможности повторного их использования в каче-стве смазочной добавки. Установлено, что эмульсия «Versaclean» несовместима с полимерглинистым раствором (из-за повышенной чувствительности к минераль-ным солям). В состав естественного полимер-карбонатного раствора можно вве-сти до 10% эмульсии, а в раствор Flo-Pro до 30 %, при этом показатели фильтра-ции, плотности и липкости понижались. Структурно-реологические параметры после введения эмульсии увеличились, но оставались на приемлемом уровне. Разбавление композиции из раствора Flo-Pro и эмульсии «Versaclean» водой до 20 % приводило к обратному процессу снижения структурно-реологические пара-метров при сохранении липкости корки на прежнем уровне. Результаты проверки совместимости позволили рекомендовать эмульсию «Versaclean» также для ис-пользования в качестве противоприхватных ванн при наличии в стволе скважины водных растворов компании «M-I Drilling Fluids». Опыты по утяжелению эмуль-сии «Versaclean» после хранения показали возможность комплексного утяжеле-ния добавками карбонатного утяжелителя, гематита и барита до плотности 1340 кг/м3, т. е. достаточной для вскрытия юрских продуктивных горизонтов.

19

Перейдем к рассмотрению естественных и искусственных глинистых рас-творов. Предварительные исследования проницаемости керна продуктивных пла-стов Суторминского месторождения на установке УИПК-М показали, что после прохождения фильтрата бурового раствора, обработанного стабилизатором НР-5 и катионоактивной добавкой 0,3% АНП-2 с = 13,7 мН/м, коэффициент восста-новления по углеводородной жидкости составил 0,80-0,85. Полученные высокие показатели подтвердили правильный выбор намеченного направления экспери-ментальных исследований по модифицированию технологических жидкостей, контактирующих с полимиктовыми коллекторами Западной Сибири.

Катионные ПАВ относятся к группе ингибиторов-флокулянтов. При прове-дении опытов выяснилась относительная совместимость с глинистой фазой дис-персных систем и сочетаемость с традиционным подбором применяемых в буре-нии химических реагентов до определенной предельно-допустимой концентра-ции. Она индивидуальна для каждого типа КПАВ в зависимости от их раствори-мости в полярных и неполярных средах, но обычно не превышает 0,3-0,5 %.

Результаты исследований флокулирующих свойств реагента ГИПХ-3, по экспресс-методу на колбе Лысенко и по методу осветления на искусственных глинистых растворах приведены на рисунках 2 и 3.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6Концентрация флокулянта, %

Общ

ее к

олич

еств

о ф

локу

л, %

5%-я бентонитовая суспензия + 0,2% КМЦ + 1% НР-55%-я бентонитовая суспензия + 0,3% метаса + 4% НР-515%-я суспензия из шлама + 1% ПКР + 0,05% НТФ

Рисунок 2- Влияние реагента ГИПХ-3 на Рисунок 3 - Влияние катионного флокулообразование в глинистой флокулянта на осаждение пресной суспензии в зависимости от химической глинистой суспензии при концентрации обработки другими реагентами: ГИПХ-3, % : 1 - 0,05; 2 - 0,3; 3 - 0,5; 1 - 5 %-я БС + 0,2 % КМЦ + 1 % НР 5; 2 - 5 %-я БС + 0,3 % метаса + 4 % НР- 5; 3 - 15 %-я суспензия шлама +1% ПКР+0,05 % НТФ

На рисунке 2 прослеживаются три-четыре стадии флокулирования за огра-ниченное время эксперимента – 10 мин (индуцирования, электрохимическая, пленкообразующая, мицеллярного укрупнения), а на рисунке 3 – три фазы кине-тики осаждения флокул за большее время – 30 мин (линейная, переходная, стаби-лизации).

При концентрации КПАВ до 0,05 % флокулы осаждались быстрее (72 %), т. к. более плотно упакованы. Это положительно скажется в поровых каналах кол-

20

лектора после проникновения к фильтратам раствора, где ускоренно скоагулиру-ются ранее проникшие (или одновременно) взвешенные коллоидные частицы, что ограничит их проникновение в глубь продуктивного горизонта.

При увеличении концентрации водоуглеводородорастворимых КПАВ - АНП-2 и ГИПХ-3 в глинистых растворах от 0,05 до 0,50 % количество флокул увеличивалось от нескольких единиц до десятков процентов до (Сф = 78 %), при-чем они образовывались размером до 3-5 мм. Эту особенность целесообразно ис-пользовать при отделении излишков твердой фазы буровых растворов на вибро-ситах. Однако при добавлении этих реагентов в эквивалентных количествах, раз-бавленных в воде, размеры флокул были кратно и на порядок меньшего размера. Это позволяло вместе с изменением концентрации катионных флокулянтов до-полнительно управлять процессом флокуляции.

На количество образующихся флокул влияет температура. В бентонитовой суспензии с добавками 0,3 % метаса, 2 % НР-5 и 0,3 % АНП-2 при 20 °С в колбе Лысенко образовалось 11 % флокул. При повышении температуры до 50 и 100 °С, содержание флокул увеличилось соответственно до 13 и 17 %.

При ситовом анализе различных фракций глинистых суспензий установлено, что размеры частиц в них не превышали 1 мм, а в химобработанных (в т. ч. поли-мерными флокулянтами) не превышали 2,5 мм. После добавления 0,3 % ГИПХ-3 появились новообразования размером более 2,5 мм, причем количество частиц более 0,4 мм (размер ячеек сеток на виброситах) в необработанной суспензии увеличилось от 2,5 до 14 %, а в химобработанных от 1,5-4,2 до 12,0-18,8 %. Об-ратная зависимость наблюдалась во фракциях менее 0,5 мм. Так в необработан-ной суспензии после введения катионного флокулянта количество этой фракции уменьшилось на 12,4 %, а в суспензиях со стабилизаторами и полимерными фло-кулянтами на 10,8-16,2 %.

Высокие флокулирующие свойства катионных реагентов естественно сказы-вались на повышении структурно-реологических свойств глинистых растворов. Но проблема чрезмерного загущения глинистых дисперсных систем существует только при наличии сфлокулированных агрегатов в растворе. Если же наиболее крупные флокулы удалить из глинистого раствора, то параметры становятся при-емлемыми для практики бурения. Проведенные исследования предопределили выбор места и времени введения КПАВ в буровой раствор повышенной плотно-сти – на роторном блоке в начале желоба (перед виброситами) при циркуляции промывочной жидкости.

Количество флокул в глинистой суспензии, обработанной водорастворимым КПАВ – гидрофобизатор ИВВ-1, меньше чем с ГИПХ-3, примерно в 1,2-2,2 раза, а размеры флокул – почти в 2 раза.

Добавление в естественный глинистый раствор (обработанный КМЦ, ГКЖ и нефтью) до 0,3% ИВВ-1 привело к образованию до 10 % флокул. При последую-щем отделении флокул на ситах размером 0,25 — 0,25 мм количество коллоидной глинистой фазы в растворе уменьшилось от 2,8 до 2,3 %. Следовательно, введе-ние ИВВ-1в искусственные и естественные буровые растворы приводит к не столь существенному увеличению их структурно-реологических параметров. Ис-ходя из лабораторных и промысловых исследований приемлемые для практики

21

бурения в Западной Сибири концентрации реагентов не вызывающие осложне-ний, находятся для ГИПХ-3 до 0,2-0,3 %, а для ИВВ-1 – до 0,4-0,5 %.

Вследствие одновременного коагулирующего действия и поверхностно-активных свойств катионоактивных азотсодержащих соединений показатели фильтрации глинистых растворов увеличились, как замеренные прибором ВМ-6 (на 0,5- 5,0 см3/30 мин), так и аналогично на установке УИВ-2 при 80 оС и 3 МПа. Увеличение количества отфильтровавшейся жидкости технологических раство-ров обуславливает необходимость повышения их качества.

При исследовании специальных свойств водных растворов катионоактивных азотсодержащих веществ использовали адаптированные методики ингибирования АНИ (на крупке шлама) и увлажнения ВНИИКРнефть (на спрессованных образ-цах глинопорошка), усовершенствованную методику диспергирующей способно-сти (по изменению условной вязкости глинистых суспензий), а также методику определения межфазного натяжения сталагмометром на границе раздела фаз «раствор химреагентов – керосин» (таблица 3). Таблица 3 – Влияние КПАВ на свойства водных растворов

Показатель Реагент, применяемый для химобработки рН И, % У, 1/ч 1+В (усл. ед) Д, доли ед. σ, мН/м

Вода дистиллированная (ВД) 6,8 57 24,6 1,00 30,3 ВД + 0,1 % ГИПХ-3 5,4 83 17,0 0,60 9,5 ВД + 0,2 % ГИПХ-3 4,9 88 15,8 - 6,2 ВД + 0,3 % ГИПХ-3 4,4 90 13,6 0,50 5,2 ВД + 0,4 % ГИПХ-3 - - - - 4,1 ВД + 0,5 % ГИПХ-3 3,4 92 11,3 0,35 - ВД + 0,1 % ГИПХ-6Б 6,0 75 - - 9,0 ВД + 0,3 % ГИПХ-6Б 5,7 89 - - 4,1 ВД + 0,5 % ГИПХ-6Б 5,5 93 - - 3,0 ВД + 0,1 % ИВВ–1 6,8 84 - 0,50 8,0 ВД + 0,2 % ИВВ–1 6,9 89 - 0,45 4,0 ВД + 0,3 % ИВВ–1 7,0 92 - 0,35 2,8 ВД + 0,5 % ИВВ–1 7,1 95 - 0,25 2,4 ВД + 0,1 % СНПХ-6012 7,4 63 - - - ВД + 0,3 % СНПХ-6012 7,5 65 - - - ВД + 0,5 % СНПХ-6012 7,5 66 - - -

Поверхностно-активные свойства и ингибиторная защита глин улучшаются в ряду углеводородорастворимые – водоуглевородорастворимые – водораствори-мые катионные ПАВ, соответственно: СНПХ-6012 – ГИПХ-3 и ГИПХ-6Б – ИВВ-1. По данным показателям все другие, применяемые при бурении скважин основ-ные и дополнительные химреагенты (КМЦ-700, НР-5, НРк-5, ПКР, сайпан, НТФ, ГКЖ, КССБ, ФХЛС, гипан, ПАА и их комбинации) уступали катионным ПАВ. При совместной обработке всего арсенала реагентов с ГИПХ-3 происходило в большинстве случаев улучшение всех качественных показателей (И, У, σ) либо в крайнем случае некоторые из них оставались на прежнем уровне (например, из-за реакции взаимопогашения кислой и щелочных сред, конкурирующей адсорбции и пр.).

22

При обработке глинистых и полимерглинистых буровых растворов добавка-ми КПАВ происходило некоторое ухудшение смазывающей способности фильт-рационной корки (примерно на 5-25 %), замеряемой на известных приборах ЛК-1, КТК-2, что легко компенсировалось увеличением добавок нефти в раствор. В на-чале 1990 гг. повысились экологические требования к строительству скважин. С появлением множества новых (биоразлагаемых) смазывающих добавок, в т. ч. и зарубежных, возникла необходимость проверки их совместимости с КПАВ, а также их влияние на качество вскрытия продуктивных пластов, в отдельности и при совместном действии с КПАВ.

Комбинированная обработка естественных буровых растворов высокоще-лочной рыбожировой смазкой (0,4 %) и 0,2 % ГИПХ-3, имеющего кислую реак-цию, позволила комплексно решать проблемы неосложненного ведения буровых без прихватов наряду с повышением качества вскрытия с параметрами: И=82,6 %, У=15,6 усл.ед, σ = 3,0 мН/м.

При изучении процессов набухания гидрофобного глинопорошка было вы-явлено, что в воде он не набухает, а керосине и дизтопливе объем пробы увели-чился в 4,66 и 4,67 раз. Причем во флотореагенте-оксаль Т-80 проба гидрофобной глины увеличилась в объеме в 3 раза, что свидетельствует о достаточно высоких гидрофобизирующих свойствах реагента. Однако в композициях с эмульгаторами (Нефтенол НЗ и эмультал) интенсивность набухания существенно уменьшилась, несмотря на то, что в 5-10 %-х растворах эмульгаторов в углеводородной жидко-сти объем увеличивался более чем в 4 раза.

Замеры коэффициента трения на приборе – тестере предельного давления и смазывающей способности ОFI флотореагента-оксаль Т-92 (0,14) находились ме-жду нефтью (0,12) и дизельным топливом (0,16). При определении коэффициента смазывающей способности бентонитовой суспензии (0,55) с 1%-й добавкой неф-ти (0,45) и реагента с гидрофобизирующими свойствами – оксаль Т-80 (0,44) зна-чения практически совпали. Кратно меньшие результаты были получены со сма-зочными реагентами LUBE-167 и K- LUBE компании «M-I Drilling Fluids».

При проведении исследований ингибирующей способности ряда отечест-венных и зарубежных реагентов на крупке шлама по методике АРI установлено, что большинство реагентов (ДСБ-МГК, Сlаy-Sеаl, РluS, ВDF, Сlаy-Firm, Сlаy-Grаbbеr, Кла-Кью, МЛ-81Б, ТКРР, ИВВ-1 различных марок, ФК-2000, Кристалл) повышают показатель И по сравнению с водой, для которой параметр равен 51,2-60,7 %. Однако смазывающие добавки ДСБ-БС и ДСБ-4ТТ, содержащие в своем составе флотореагент-оксаль, вначале при малых концентрациях приводят к уве-личению ингибирующих свойств выше, чем у воды, а при концентрациях более 3% способствуют снижению показателя И.

На самом деле ингибирующая способность данных реагентов не уменьши-лась, поскольку на результат замера параметра И повлиял механизм дисперги-рующего действия спиртосодержащего оксаля, измельчающего (расщепляющего по сети имеющихся трещин) частицы ненабухшего глинистого шлама за счет де-гидратации до размеров меньше, чем ячейки сеток (0,1 мм), которыми отделяли остаток.

23

Результаты замеров поверхностного натяжения на тензиометре модели SТ- РluS воды на границе с воздухом (72,8 мН/м) и водных растворов реагентов (ДСБ-БС, ДСБ-МГК, ИВВ-1, МЛ-81Б, ФК-2000, СLAY–SEAL, СLAY-GRABBER, СLAY-FIRM, ВDF, ДСБ-4ТТ) показали во всех случаях снижение σ. Аналогично происходило снижение межфазного натяжения на границе с керосином, при этом минимальные параметры были достигнуты с комплексным ПАВ на основе суль-фонола и неонола – МЛ-81Б. Вместе с тем показатели σ на границе с воздухом у 0,3 %-х растворов МЛ-81Б и ИВВ-1(Б) были соизмеримы (около 31,5 мН/м).

Важным положительным свойством для качественного вскрытия и обработ-ки продуктивных горизонтов являются выявленные у гидрофобизатора ИВВ-1 деэмульгирующие свойства на естественной нефтяной эмульсии с Суторминско-го месторождения. Поскольку при добавлении 0,0127 г ИВВ-1 в 200 мл нефтяной эмульсии через 90 мин содержание в пробе воды составило 43 % (об.), а в пробе с деэмульгатором Кемеликс – 54 %. При нагревании до 60°С в течение 20 мин в каждой пробе произошло более полное расслоение и практически совпало на уровне 71,0-74,7 %.

Близким по химическому составу к реагенту ИВВ-1 являются химпродукты гидронафт и дизнафт (соответственно в воде и углеводородном растворителе). Однако данные реагенты коагулируют искусственные глинистые суспензии до неприемлемых структурно-реологических показателей при меньших концентра-циях (до 0,2-0,3 %), чем ИВВ-1.

При изучении фильтрующих свойств по усовершенствованной методике на искусственном песчаном керне после прохождения оксаля Т-80 коэффициент восстановления проницаемости по воде уменьшился и составил 43,1 %, от перво-начального, а по керосину повысился до 21,4 % (в контрольном опыте после воды керосин практически не фильтровался, т. е. Кпр ~ 0). Эти опыты в очередной раз подтвердили проявление гидрофобизирующих свойств оксаля.

При проведении тестов смазочных жидкостей на противоизносные и проти-возадирные свойства на приборе МТ-2 в контакте «металл – металл» параметры в сторону улучшения расположились в ряду: нефть – трансформаторное масло – дизельное масло – оксаль. Добавки оксаля Т-92 в буровые растворы приводили к более существенному снижению липкости глинистой корки, чем марки Т-80. Уже при концентрации 0,5-0,7 % Т-92 липкость корки, замеренная на приборе КТК практически отсутствовала. Изучение противоприхватных свойств на дважды сформированной корке по разработанной методике показали, что угол страгива-ния при указанных концентрациях понизился с 90° до 22-51° и при увеличении концентрации Т-92 более 3 % противоприхватные свойства стабилизировались на уровне 20°.

На практике установлено, что ввод смазочной добавки необходимо начи-нать (чтобы предупредить затяжки и прихваты бурового инструмента) при углах страгивания глинистой корки на приборах КТК и ЛК-1 более 10°. Это обычно происходило при углублении скважины более 1400-1500 м, но иногда и ранее при забое 900 м.

Флотореагент-оксаль (например, Т-66) в бурении давно и широко известен, причем как пеногаситель. Однако в полимер-глинистых растворах Западной Си-

24

бири все марки оксаля (Т-66, Т-80, Т-92 и Т-94) в области малых концентраций (в зависимости от марки, примерно, до 1-3 %) проявили наоборот пенообразующие свойства, которые обычно усиливались при совместном применении с катионны-ми ПАВ. И только при существенном повышении концентрации оксалей более 5-7% начинали проявляться обратные механизмы по уменьшению вспенивающего действия КПАВ. Эффективными в борьбе с вспениванием глинистых растворов оксалем оказались реагенты МАС-200 в ДТ, НТФ, графит.

Широко применявшиеся в Ноябрьском регионе зарубежные смазочные до-бавки LUBE-167 и K- LUBE также проявляли пенообразующие свойства, но на-оборот в области концентрации более 1-3 %. Поэтому при комплексных обработ-ках LUBE-167 : оксаль и K- LUBE : оксаль в оптимальных отношениях 1 : 3 и 1 : 1 вспенивающие свойства смазочных добавок были существенно ослаблены, что на практике не требовало применения пеногасителей. Но в тоже время значи-тельно уменьшалась стоимость химобработки растворов. Установлена характер-ная особенность. Так, противоприхватные свойства 0,3 % LUBE-167 соизмеримы с добавкой 10 % нефти в буровой раствор плотностью 1090 кг/м3. Но при повы-шении плотности ЕГР до 1127 и 1155 кг/м3 для сохранения сходимости результа-тов с нефтью потребовалось увеличение концентрации реагента до 0,6 и 0,9 %.

Проведенные эксперименты на машине трения МТ-2 по определению коэф-фициента трения пары «металл- металл» в различных противоприхватных средах приведены в таблице 4. Таблица 4 – Влияние различных реагентов и нагрузки на коэффициент тре-ния пары «сталь – сталь»

Коэффициент трения в средах Сила прижатия образцов, Н Оксаль Нефть PIPE-LAX PIPE-LAX W PIPE-LAX ENV

76,7 0,030 0,140 0,026 0,035 0,002 153,4 0,098 0,250 0,068 0,084 0,062 230,1 0,096 0,200 0,062 0,093 0,056 260,8 0,082 0,190 0,053 0,092 0,050 291,5 0,075 0,180 0,049 0,097 0,046 322,2 0,067 0,170 0,050 0,104 0,043

Использование по новому назначению флотореагента–оксаль позволило

кратно уменьшить коэффициент трения пары «сталь – сталь» по сравнению с нефтью. Полученные величины незначительно уступают по данным свойствам или на уровне с зарубежными реагентами фирмы «M-I Drilling Fluids».

Результаты исследований скорости пропитки пористой среды жидкостной ванной по усовершенствованной экспресс-методике пропитки фильтрованной бумаги приведены в таблице 5. Таблица 5 – Влияние состава жидкостной ванны на пропитку влажного бу-мажного фильтра

Состав жидкостной Ванны

Время пропитки 1 см 2 фильтра,

мин – с

Состав жидкостной ванны

Время пропитки 1 см 2 фильтра,

мин – с Нефть 28 - 28 Т-92 + 2,5% СНПХ-6012 12 – 11 Нефть + 1,0% СНПХ-ПКД-515 18 - 16 Т-92 + 2,5% ГИПХ-6 10 – 38 Нефть + 2,5% СНПХ-ПКД-515 12 - 10 Т-92 + 2,5% PIPE-LAX 10 – 47

25

Оксаль Т-92 13 - 26 Необходимо отметить о высокой визуально наблюдаемой проникающей спо-

собности прилитой порции флотореагента-оксаля в глинистый раствор (несмотря на то, что его плотность меньше плотности дисперсной среды), а также создание трещин (по механизму "осушки" в глинистой корке). Тогда как с нефтью и ди-зельным топливом этого не происходило, хотя вязкость оксалей выше. Вместе с тем, проникновение оксаля через глинистую корку с трещинами по усовершенст-вованной методике повторной фильтрации жидкостей через сформированную корку на приборе ВМ-6 существенно ниже других жидкостей не образующих и образующих (например, по механизму коагуляции раствором КCl) сеть трещин (таблица 6). Таблица 6 – Фильтрация различных сред через глинистую корку

Фильтруемая среда Показатель фильтрации, ПФ, см3/30 мин Фильтруемая среда Показатель фильтрации,

ПФ, см3/30 мин Буровой раствор 6,5 Техвода 4,0 Оксаль 2,5 Техвода + 2%КСl 14,0 Оксаль + ДТ (1:1) 4,5 Техвода + 5% КСl 17,0 ДТ 14,0

После того как слили оксаль из стакана прибора ВМ-6 туда залили техниче-

скую воду и еще раз определили ПФ, который составил 1,5 см3/30 мин, что также характеризует гидрофобизирующие свойства флотореагента.

Чтобы повысить эффективность противоаварийных работ целесообразно ус-танавливать комбинированные жидкостные ванны: солевой раствор – оксаль; ок-саль – кислотный раствор – оксаль. Использование солянокислотных и глинокис-лотных растворов ускоряет растворение металла и глинистых пород, а следова-тельно освобождение прихваченного бурового инструмента. Чтобы при этом предупредить кислотную коррозию металла вне зоны прихвата при прокачке рас-творов следует применять буферные жидкости, адсорбирующиеся на поверхно-сти с созданием временного пленочного покрытия (пл. п.), для чего предлагается применять оксаль. Результаты исследований антикоррозионных свойств защит-ных пленок флотореагента-оксаль приведены в таблице 7. Таблица 7 – Влияние пленок оксаля на скорость коррозии стали марки «Д» в кислотных растворах (Т = 80 °С, t = 1 ч, V/S = 7)

Коррозионная среда, покрытие

Скорость коррозии, г/(м2∙ч)

Коррозионная среда, покрытие

Скорость коррозии, г/(м2∙ч)

1. 12%-я НСl (т.и.) 174,3

3. 12%-я НСl + 2%НF (1:1 от товарного вида)

1507,1

2. п.1 + пл.п. Оксалем 134,6 4. п.3 + пл.п. Оксалем 321,9 Для качественного вторичного вскрытия полимиктовых коллекторов с низ-

ким нефтенасыщением и повышенной гидрофильностью были также разработаны растворы на углеводородной основе. В частности, обратные эмульсии плотно-стью 900-1130 кг/м3 с использованием эмульгатора Нефтенол НЗ, 3-35 %-х рас-творов СаСl2 и углеводородной жидкости (41-51 % дизельного топлива при тем-пературе в ПЗП до 60-65 °С и 45-57 % нефти – до 80-95 °С). Электростабильность

26

полученных эмульсий повышалась с увеличением концентрации углеводородов. Электропробой эмульсий с добавкой 4% Нефтенол НЗ по прибору ИГЭР-1 со-ставлял 200-260 В, они были стабильны при забойных температурах более 5 сут, что достаточно для проведения перфорации.

Нефтекислотные эмульсии включали 63-64 % нефти 30 % соляной кислоты (10-15 %-й концентрации) и эмульгатор – эмультал, или его смесь (3 : 4) с инги-битором коррозии Тrаv Соr ТХ-1153. Напряжение электропробоя полученных эмульсий составляло не менее 600 В. Данную эмульсию можно применять для растворения солевых отложений в ПЗП и на подземном оборудовании. Для при-готовления кислотных эмульсий также эффективные эмульгирующие свойства проявил реагент ВDF-321 компании «Наlliburtоn-Baroid». Необходимо отметить, что при смешении эмульсий с кислотными композициями в соотношении 1:1 происходило полное разрушение эмульсии. Следовательно, для снижения отри-цательного влияния образованных в ПЗП или проникших в нее эмульсий иногда достаточно провести кислотную обработку.

Несмотря на то, что для перфорации скважин широко применяются уже ин-гибированные солевые растворы, на практике их негативное воздействие на ПЗП было достаточно высоким. Поэтому не обойти вопроса улучшения их качества. Выборочные результаты исследований при модификации минерализованных и полимерсолевых растворов добавками катионных ПАВ даны в таблицах 8 и 9. Таблица 8 – Влияние добавки ГИПХ-3 на ингибирующие свойства солевых растворов по методике АНИ и поверхностное натяжение

Показатели растворов без ГИПХ-3 0,3 % ГИПХ-3

Концентрация соли в воде

рН И, % σ, мН/м рН И, % σ, мН/м 1-2 % NaCl 6,7 68 29,8 5,1 90 3,0 5-7 % NaCl 6,6 77 29,6 5,2 91 1,3 10% NaCl 6,5 80 - 5,2 92 - 14-15% NaCl 6,4 85 29,2 5,3 93 1,2 0,1 % СаСl2 7,2 72 - 5,3 88 - 0,5 % СаСl2 8,5 74 - 6,0 92 - 9-10 % СаСl2 - - 27,0 5,3 88 1,5 13 % СаСl2 - - 26,0 - - 3,0 20-23 % СаСl2 - - 25,3 6,0 92 6,5 30 % СаСl2 - - 24,2 - - 9,1 0,1 % MgCl2 7,1 73 - 5,5 90 - 0,5 % MgCl2 6,8 83 - 4,3 94 - 5% NaCl + 0,1% CaCl2 + 0,1% MgCl2 6,6 77 - - - - 5%AХН (СТА) 7,2 83 - - - - 10 % АХН (СТА) 7,4 88 14,7 - - - 15%АХН (СТА) 7,5 90 16,3 - - - 20 % АХН (СТА) 7,6 92 18,8 - - - Фильтрат портландцемента 12,6 90 - 12,4 92 -

27

Таблица 9 – Влияние ингибиторов на скорость увлажнения спрессованных образцов из глинопорошка по усовершенствованной методике

Концентрация компонентов водного раствора

Плотность ρ, кг/м3

Скорость увлажнения образцов глины V, %/ч

22,4 % NaCl 1160 Разрушился 22,4 % NaCl + 2 % КСl 1160 Разрушился 22,4 % NaCl + 2 % Finnfix 1160 2,43 20,4% NaCl + 2 % КСl + 2 % Finnfix 1160 1,82 22,3% NaCl + 8 % КСl + 2 % Finnfix 1199 3,28 22,4% NaCl + 8 % MgСl2 + 2 % Finnfix 1180 2,54 2% ИВВ-1 998 10,6 22,4 % NaCl+ 2% ИВВ-1 1160 3,51 22,3 % NaCl + 8 % KC1 + 2 % Finnfix + 2 % ИВВ-1 1199 2,16 22,4 % NaCl + 8 % MgСl2 + 2 % Finnfix + 2 % ИВВ-1 1180 2,43 0,05 % Accotrol 998 9,15

Показатель ингибирования у солевых растворов меньше, чем у пресной воды

с добавкой всего 0,2% ГИПХ-3. Добавки углеводородорастворимого КПАВ - ГИПХ-3 фракции С12 - С18 проявили однозначно положительное влияние на соле-вые растворы – одновременно существенно повысился показатель ингибирова-ния, значительно снизилось межфазное натяжение на границе раздела фаз «рас-твор – керосин». Скорость увлажнения спрессованных образцов из глинопорош-ка значительно уменьшилась даже в растворе с водорастворимым ИВВ-1 (фр. С12 - С14). Высококачественный базовый раствор соли технической (NаСl) аминиро-ванной (СТА) или аминированный хлористый натрий (АХН), включающий улучшающие добавки 4-7 % аминов и до 1% щелочи, все же уступает, как по ин-гибирующим, так и поверхностно-активным свойствам растворам с облагоражи-вающей добавкой КПАВ.

Результаты исследований проницаемости искусственных песчаных кернов по воде и керосину по усовершенствованной методике представлены в таблицах 10 и 11. Таблица 10 – Влияние водоуглеводородорастворимого гидрофобизатора ИВВ-1 широкой фракции (С10-С18) на скорость фильтрации жидкостей через керн, предварительно смоченный водой Исследуемая жидкость

Концентрация ИВВ-1 в ТЖ,

%

Скорость фильтрации воды до и после обработки, м3/ч∙10-3

Повторная обработка ТЖ с ИВВ-1

концентрацией, %

Скорость фильт-рации керосина, м3/ч∙10-3

Н2О - 1,92/- - 0,007 Н2О 0,5 1,0/0,40 0,5 0,14 Н2О 1,0 1,0/0,28 1,0 0,29 Н2О 1,5 1,25/0,69 1,5 0,42 р-р NaCl - 0,746/0,724 - 0,035 р-р NaCl 0,5 1,136/0,925 0,5 0,362 р-р NaCl 1,0 3,363/1,070 1,0 0,618 р-р СаС12 1,0 3,16/1,33 1,0 0,206

28

Таблица 11 – Влияние водорастворимого гидрофобизатора ИВВ-1 на скорость фильтрации жидкостей через керн, предварительно смоченный углеводородом

Скорость фильтрации, м3/ч∙10-3 (до / после)

Кратность изменения скорости фильтрации

Концентрация ИВВ-1

(фр. С12-С14) в техводе, %

керосина воды увеличение для керосина

уменьшение для воды

- 1,0/0,05 1,0/0,62 20 0,16 1 0,75/0,25 -/0,31 3 -

Как водоуглеводородорастворимые КПАВ, так и водорастворимые (в слу-чае преимущественного смачивания порового пространства углеводородной жидкостью) проявили одинаковое гидрофобизирующее действие, а именно кратного замедления фильтрации через песчаный столбик воды под действием сил гравитации и наоборот кратного и даже на порядок ускорения фильтрации керосина. Это является доказательством тех теоретических предпосылок уточ-ненного механизма гидрофобизации водорастворимым КПАВ под слоем угле-водорода в один ряд, о котором говорилось во второй главе.

Ввиду разноплановости механизма ингибирования катионных ПАВ, они по защитному действию соизмеримы с коагулирующим действием полимеров (ти-па КМЦ, ПАА), а по скорости и по степени в обменных процессах соизмеримы или превышают минеральные соли. В тоже время КПАВ эффективно снижают поверхностное натяжение, что не присуще в такой мере ни тем, ни другим.

Некоторые результаты исследований кинетики отстоя дисперсии из непро-гидратированного глинопорошка в минерализованных растворах электролитов по усовершенствованной методике, одновременно характеризирующей ингиби-рующие и коагулирующие свойства КПАВ в ТЖ приведены на рисунке 4.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Время осаждения, мин

Про

цент

осв

етле

нной

глин

исто

й ф

азы

, %

NaCl + KCl (9:1) NaCl + KCl (7:3)NaCl + KCl (7:3) + 0,1% ГИПХ-6Б NaCl + KCl (7:3) + 0,1% ИВВ-1NaCl + KCl (7:3) + 1% ГКЖ-10

Рисунок 4 – Влияние полиминеральных солей и гидрофобизаторов на кинетику осветления глинистых суспензий

29

Катионные ПАВ вносят дополнительный вклад к коагуляции электролитами дисперсных систем. Преимущество адсорбции водорастворимого ИВВ-1 имеет место в начальный период седиментации, затем это преимущество меняется в пользу водоуглеводородорастворимого ГИПХ-6Б. Данный факт согласуется с ут-верждением, что флокулирующие способности у водоуглеводородорастворимых КПАВ выше, чем у водорастворимых. Замедление седиментации на ранней ста-дии в растворе с ГКЖ-10 связано с его пептизирующим (обратным коагуляции) действием в начальный период. Данный факт согласуется с данными, получен-ными при изучении ингибирующих свойств этого щелочного реагента по мето-дике АНИ. Затем проявляется в большей степени гидрофобизирующий эффект ГКЖ-10, который был зафиксирован также при определении увлажняющей спо-собности. Поэтому процент осветления с жидкостью ГКЖ-10 в итоге превысил данные в солевых растворах.

На предмет использования в качестве перфорационной жидкости также ис-следовали водный раствор отхода производства пентаэритрита – фильтрат тех-нического пентаэритрита (ФТП) плотностью 1190-1256 кг/м3. Морозоустойчи-вость ФТП достигла минус 15 °С, динамическая вязкость – до 4,5 мПа∙с (что выше, чем у растворов NаСl, СаСl2, СТА и АРНК аналогичной плотности), межфазное натяжение на границе с керосином – до 4 мН/м (также или несколь-ко ниже было только у СТА), процент увлажнения глинистого образца – около 3% ,что лучше, чем у растворов NаСl + КСl, СаСl2 и АРНК. При контакте ФТП с металлом и цементным камнем они покрывались желто- бурой пленкой, не-смываемой водой. Адсорбционная пленка замедляла начальную коррозию ме-талла и соответствовала солевым растворам. А при увеличении продолжитель-ности опыта коррозия в ФТП была кратно меньше. Вес цементных образцов в ФТП увеличился также, как и в растворах NаСl, КСl, СаСl2, МgСl2, но в по-следних образцы потрескались, а в ФТП нет.

К новым перфорационным композициям с ограниченной фильтрацией в пласт за счет образования гелеобразного осадка относится смесь жидкости ГКЖ-10(11) с соляной кислотой. Причем наиболее объемный осадок (15-53 %) образуется в составе при рН = 8-9. В процессе реакции нейтрализации темпера-тура гелеобразующего раствора повышалась от 18 до 60 °С. Аморфный осадок на стеклянном фильтре образовал корку, даже обезвоженный осадок плотно-стью 1105 кг/м3 по реологическим свойствам (η = 35 мПа∙с) легко прокачивался насосом. Гелеобразующий перфорационный раствор (например, 126 мл ГКЖ-11 + 180 мл 12,5 %-й НСl с рН = 8,8 и ρ = 1092 кг/м3) является неагрессивной тех-нологической жидкостью по отношению к скважинному металлическому обо-рудованию, цементному камню и элементам геофизического кабеля. После фильтрации гелеобразного раствора через насыпной песчаный керн проницае-мость его по воде снизилась в зависимости от фракции песка и объема прокач-ки на 16-40 %, что естественно приведет к уменьшению размеров зоны проник-новения. Гелеобразный осадок не растворялся в ацетоне и глинокислоте, но был растворим в щелочи. Поэтому для восстановления проницаемости заколь-матированной зоны после ПВР при необходимости можно использовать 5-15%-

30

й раствор едкого натра, чтобы обеспечить увеличение уровня рН в зоне контак-та до 12,3-13,0.

Другой перфорационный раствор также включает жидкость ГКЖ-10(11) плотностью 1170-1210 кг/м3 в чистом виде или разбавленную водой в соотно-шении 1:2-2:1 и наполнитель – алюминиевую пудру. Из-за высокой щелочности данная жидкость нейтральна к трубам нефтяного сортамента и цементному камню. Но в тоже время растворяет алюминий, который необходим для вре-менной кольматации ПЗП после перфорации и замедления поглощения облаго-роженной призабойной пачки. Также эти растворы можно использовать для растворения заглушек из алюминия при бесперфораторном вскрытии продук-тивных горизонтов. Именно разбавление жидкости ГКЖ водой позволяет мак-симально ускорить процесс щелочного растворения алюминиевых образцов (в заглушке) при оптимальном соотношении 1:1 за несколько часов. Проверка гидрофобизирующих свойств жидкости ГКЖ-11, разбавленной водой в соот-ношении 1:1 (ρ=1112 кг/м3, μ=3,2 мПа∙с, рН=8,3) показала, что проницаемость насыпного песчаного керна по воде уменьшилась на 77 %, а коэффициент вос-становления проницаемости песчаного столба по керосину составил 15 %. На-помним, что в сравниваемом опыте обычно после фильтрации воды через квар-цевый песок керосин уже под действием сил гравитации не фильтровался.

Следующим гелеобразующим составом, у которого при фильтровании че-рез стеклянный фильтр (100-120 мк) отделялся осадок объемом до 23-80 % яв-ляется смесь насыщенных водных растворов СТА (12-20 %) и СаСl2 (4-12 %) при соотношении 2,0-3,0:0,5-1,5 с добавкой 0,3-1,0 % НТФ. Морозоустойчи-вость смеси до минус 25 °С, плотность 1120-1210 кг/м3, вязкость 3-22 мПа∙с. Размеры минимальных глобул осадка в воде составляли примерно 40 мкм. Оса-док стоек к размыву водой, но растворялся в соляной кислоте. Поэтому после проведения операции перфорации временный кольматационный экран можно также удалить. Однако до этого оптимальный водный состав 17 % СТА + 0,7 % НТФ + 7 % СаСl2 может снизить исходную проницаемость (157-169 мкм2) есте-ственного полимиктового керна по воде в 5,6-10,0 раз (опыты на УИПК-1М2). Данный состав для понижения показателя фильтрации можно загущать 1-3 %-м раствором полимера Торос. Если заменить при этом раствор хлористого каль-ция на раствор селитры можно достичь ПФ = 15 см3/30 мин. Последний состав может быть использован даже в качестве альтернативного безглинистого поли-мерсолевого бурового раствора для первичного вскрытия продуктивных пла-стов, либо для установки облагороженных временных призабойных пачек.

К безводной перфорационной жидкости относится композиция из флото-реагента-оксаль плотностью 1000-1120 кг/м3 и 1 %-й добавки ИВВ-1 или ком-плексного ПАВ – СНПХ-ПКД-515Н (на основе неонола и азотсодержащей до-бавки). Ингибирующие и гидрофобизирующие свойства у данной композиции максимально высокие. При добавлении 5 % композиции в смесь нефти и 20 % пластовой (сеноманской) воды эмульсия при перемешивании не получалась. Тогда как при перемешивании нефти и воды без композиции образовывалась стойкая эмульсия. Чем меньше степень разбавления оксаля водой, чем ниже межфазное натяжение на границе «вытяжка раствора - керосин», так при соот-

31

ношении 1:1 – σ = 10 мН/м. Разумеется, добавление ПАВ привело к дальней-шему уменьшению σ в зависимости от степени разбавления композиции водой на 2-20 %.

Наиболее простым техническим решением для совершенствования техно-логических жидкостей для проведения гидропескоструйной перфорации и ре-шения проблем образования песчаных пробок является повышение вязкости растворов, что ранее не практиковалось. При подборе жидкостей, обеспечи-вающих вынос песка и забойных отложений при гидропескоструйной перфора-ции пластов (ГПП) исследовали пресные и солевые растворы (NаСl, КСl, СаСl2) с полимерами (1-2 %) КМЦ, Finnfix и (0,05 %) Dk-drill, Accotrol.

В полимерных и полимерсолевых растворах скорость осаждения кварцево-го песка фракции 0,63-1,0 мм под действием сил гравитации по сравнению с исходной в воде (564,26 м/ч) с карбоксиметилцеллюлозой понизилась кратно и даже на порядок, а с полиакриламидами - на 1-2 порядка. Приготовление поли-мерных растворов в металлических емкостях приводило к уменьшению вязко-сти и, как следствие, к кратному увеличению скорости осаждения песка. По-вышение температуры растворов естественно приводило к разжижению и уве-личению скорости падения песчинок, но в высокоминерализованных растворах с полимерами пескоудерживающие свойства в течение 5 сут увеличились. По-лимерные растворы Accotrol и Dk-drill нежелательно подвергать заморажива-нию (ввиду деструкции), а в растворах с КМЦ после замораживания песко-удерживающие свойства порой улучшались. Влияние добавок ПАВ на песко-удерживающие свойства растворов неоднозначно и изменяется в зависимости от типа и концентрации применяемых полимеров и солей.

Для проведения точечной гидроперфорации (ГП) предложено использовать малоабразивные глинистые суспензии или естественные глинистые растворы, обработанные добавками КПАВ. Исследование процессов гидроперфорации на сконструированном и изготовленном стенде показало следующее. При исполь-зовании искусственных глинистых растворов, содержащих до 0,01-0,02 % твер-дых веществ (ТВ), т. е. песка и крупинок глинистых частиц, металлической окалины и пр. размером более 0,1 мм, скорость гидравлической резки трубы нефтяного сортамента увеличивается наряду с увеличением содержания глини-стой фазы (ГФ) от 4 до 10 %. При этом относительную скорость разрушения ((h/dн)/t) металла можно удовлетворительно аппроксимировать прямой линией. Расчеты показали, что при 15 % глинопорошка на гидравлическую резку трубы марки стали «Д» толщиной h = 7 мм потребуется t ~ 20 мин, а при 20 % ГФ не-обходимо ~ 15 мин. Однако продолжительность гидроперфорации при перепаде давления 10-18 МПа в насадке диаметром 5,2 мм на намывных буровых раство-рах со скважин плотностью 1120 кг/м3 составила всего 3-5 мин. Кратное уско-рение гидравлической резки на ЕГР по сравнению с глинистыми суспензиями произошло из-за гетерогенного фракционного состава твердой фазы со значи-тельно большим количеством ТВ = 0,9 %. Поэтому для приготовления искусст-венных глинистых растворов гидроперфорации целесообразно использовать низкосортные глинопорошки более грубого помола, т. к. они с повышенной абразивностью из-за большого количества ТВ (до 0,05 %).

32

При гашении кавитационных явлений (с перепадом давления в гидрозатво-ре 2-3 МПа) скорость гидроперфорации примерно в 1,25 раза ниже. Скорость гидравлической резки обсадной трубы удлиненной насадкой примерно на 1/3 выше серийной от перфоратора АП-6М. Струя глинистого раствора размывает в обсадной колонне отверстие, равное 2,9-3,8 dн – диаметра насадки, т.е. 15-33 мм.

Добавки катионных ПАВ (ГИПХ-3, ИВВ-1) при подсосе воздуха насосны-ми агрегатами и наличии свободно падающей струи в емкость (т. е. при ини-циировании пенообразования) вызывали аэрацию раствора. Но при концентра-ции до 0,05 % КПАВ в глинистых растворах гидроперфорации еще нет необхо-димости в использовании пеногасителей.

Дальнейшее совершенствование глинистых и полимерглинистых растворов для гидроперфорации проводилось по пути утяжеления кислоторастворимыми материалами (мраморной пылью и крошкой) для вскрытия юрских отложений, а также модификацией катионными ПАВ, различающимися по растворимости в полярных и неполярных средах (ИВВ-1, ГИПХ-6, ГИПХ-6Б, АНП-2, СНПХ-6012). Указанные утяжелители совместимы с КПАВ (например, с 0,1-0,2 % ГИПХ-6Б). Совершенствование технологии гидроперфорации заключалось в том, что после проведения ГП для восстановления проницаемости закольмати-рованных каналов проводят обработку призабойной зоны (ОПЗ) скважин. В первую очередь предусматривается проведение кислотной обработки для уда-ления кольматанта и растворения горной породы.

Проведенные опыты по разработанной методике формирования экрана из зоны кольматации и глинистой корки в искусственном песчаном керне при фильтрации (под действием вакуума) буровых растворов с последующим рас-формировыванием экрана соляной кислотой показали следующее. Во всех опы-тах образованные изоляционные экраны были непроницаемы для воды. После фильтрации неутяжеленных растворов и утяжеленных баритом восстановить проницаемость не удалось, либо незначительно (несколько процентов). Изоля-ционный экран, созданный из бурового раствора с добавками мраморной пыли и крошки, при воздействии соляной кислоты активно разрыхлялся и фильтра-ция восстанавливалась практически сразу. Добавки 5-20 % мраморной пыли по-зволили восстановить проницаемость на 70,8-76,4 %. При использовании мра-морной крошки коэффициент восстановления проницаемости был меньше на ¼, чем с мраморной пылью.

Исследование растворимости (при 60°С в течение 1 ч) естественных кер-нов и бурового шлама Ноябрьской группы месторождений показало, что в дис-тиллированной воде растворилось 0,31-0,64 % песчаника, а в 12% НСl - 4,44-11,15 %, в которой имелось 2,55-7,91 % соединений железа, а в 12% НСl + 3% НF при растворимости 12,02-20,96 % содержалось 8,20-15,10 % соединений же-леза и алюминия. Аргиллитовый шлам растворился в 15%-й НСl на 9,41 % с образованием 3,93 % полуторных окислов, способных к повторному осажде-нию.

Изучение гидрофобизирующих свойств соляной кислоты с добавками КПАВ проводили по усовершенствованной методике фиксирования объемной

33

скорости фильтрации через искусственные песчаные модели. После фильтра-ции 12 %-й НСl с добавкой 1 % АНП-2 через искусственный песчаный керн скорость фильтрации увеличилась в 125 раз, а воды уменьшилась в 1,9 раза. После фильтрации 12 %-й технически ингибированной (т. и.) соляной кислоты и 1 % ИВВ-1 скорость фильтрации керосина увеличилась в 101 раз, а воды уменьшилась в 3,3 раза.

При определении межфазного натяжения на границе раздела фаз «кислот-ный раствор - керосин» использовали как химически чистую (х. ч.) так и т. и. присадкой ПБ-5 соляную кислоту. С повышением концентрации кислоты от 6,4 до 22,4 % σ уменьшалось от 28,9 до 18,2-26,6 мН/м. Добавление в соляную ки-слоту 0,05-2,0 % реагента СНПХ-6012 привело к дополнительному снижению поверхностного натяжения до 5,9-14,9 мН/м.

Следующий этап совершенствования технологии гидроперфорации преду-сматривал обработку ПЗП углеводородными жидкостями для растворения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений. Все отложения Ноябрьской группы месторождений высокоплавкие (64-85 °С) с содержанием : 29,08-54,24 % парафинов с температурой плавления 74-84 °С; 2,77-4,99 % смол; 2,11-18,38 асфальтенов; 14,91 % механических примесей. Месторождения Ноябрьского региона (в зависимости от температуры плавления АСПО и парафина, раство-рения (по убывающей) их в органических растворителях), делятся на три груп-пы: Суторминское; Вынгаяхинское и Новогоднее; Вынгапуровское и Карамов-ское.

С целью уменьшения транспортных расходов на завозные растворители АСПО было предложено использовать местное сырье – смесь фракций углево-дородов С3+выше (СФУ). Другие названия данного растворителя – ШФЛУ, Ст. б., ГК, который выпускался Ноябрьским ГПЗ (СФУн) и НГДУ «Заполярнефть» (СФУ3).

Установлено, что степень растворения АСПО в СФУн несколько выше, чем в СФУ3, причем при температуре 12 °С на 18 %, а при 30 °С - на 6 %. При этом их растворяющая способность выше, применяемой для этих целей этилбен-зольной фракции (ЭФБ) - 30,0-87,5 %, а у СФУн даже на уровне гексановой фракции (ГФ) - 45,7-89,0 %. Совместные обработки СФУ с ароматическим рас-творителем ЭБФ (3 : 1) приводили к усилению растворимости АСПО при 12 °С на 10-44 %, при этом растворимость АСПО в стационарном режиме составляла 53,2 %, а в динамическом – 67,8 %. Выявлено, что добавки углеводородорас-творимого реагента СНПХ-6012 (на основе первичных и вторичных аминов) в СФУ и композиции СФУ + ЭБФ приводили при оптимальной концентрации 0,5-0,7 % к повышению растворимости АСПО Вынгапуровского месторожде-ния при 30 °С от 54,4 до 85,5-86,6 %. В частности при 0,5 % СНПХ-6012 в СФУн растворимость АСПО по сравнению с СФУн

увеличилась на 33 %, а в смеси (3:1) – на 12 %. При увеличении концентрации СНПХ-6012 в СФУ до 1,5 % растворимость АСПО при 30 °С несколько снижается (до 59,6 %), но эффект усиления сохраняется даже при 10 °С, причем более существенно в пробах Су-торминского месторождения (от 72,0 до 87,5 %). Вышеприведенные жидкости могут использоваться при обработке ПЗП для удаления АСПО, как самостоя-

34

тельно, так и в комплексных составах в качестве буферных жидкостей (напри-мер, до и после кислотных композиций).

При одновременном определении растворимости и степени "осушки" гли-нистого керна Карамовского месторождения установлено, что в соляной кисло-те растворимость ≈ в 4 раза меньше, чем в глинокислоте. В композициях с изо-пропиловым спиртом (ИПС) в соотношении 1:1-2:3 с соляной кислотой раство-римость увеличилась на 28-30 %, а с грязевой кислотой уменьшалась на 8-10 %. Следовательно эффект обезвоживания глинистых пород явно проявился только в спиртосолянокислотном растворе.

При определении величины дегидратации образцов глинопорошка по раз-аработанной методике (вначале спрессованных и в последующем набухших в воде) установлено, что в СФУ вес образцов уменьшился на 5,2%, в ИПС - на 61,8 %, в смеси СФУ + ИПС (3 : 1) – 58,9 %, в смеси СФУ + ИПС + ацетон (2:5:5) – на 48,5 %. Таким образом, смесь углеводородов С3+выше обладает водо-поглощающей способностью. Замеры межфазного натяжения наиболее удачной композиции СФУ+ИПС на границе раздела с водой показали, что понизилось до значений трудно поддающихся измерению на сталагмометре. Так на границе с дистиллированной водой даже при соотношении СФУ: ИПС равным 7:1 – =2,8 мН/м, а на границе с пластовой водой Суторминского месторождения при соотношении 3:1 – =5,0 мН/м.

Вышеизложенные результаты лабораторных исследований легли в основу усовершенствованной технологии восстановления проницаемости ПЗП химиче-скими обработками. В частности после гидроперфорации на полимерглинистом растворе, утяжеленном мраморной пылью или крошкой проводят солянокис-лотную или спиртосолянокислотную обработку (с добавками КПАВ и ИПС-2). При этом перед и после кислотной композиции закачивают буферные жидкости (включающие СФУ, ЭБФ, СНПХ-6012 и ИПС-2) для растворения и ингибиро-вания АСПО, а также "осушки" полимиктового коллектора с набухшими гли-нистыми составляющими.

Комплекс технико-технологических мероприятий для одновременного по-вышения качества первичного и вторичного вскрытия предусматривал модифи-кацию бурового и перфорационных растворов катионоактивной облагоражи-вающей добавкой – 0,3 % СНПХ-6012. При проведении многофакторных стен-довых исследований на УИПК при 80 °С через керны Муравленковского место-рождения последовательно фильтровали: керосин – фильтрат бурового раство-ра (ФБР) – фильтрат цементного раствора (ФЦР) – перфорационную жидкость (раствор СаСl2) – жидкость глушения (пресную воду – ПВ) – керосин. Сравни-тельные результаты, полученные при моделировании типовой технологии и но-вой модификацией растворов реагентом СНПХ-6012 приведены в таблицах 12 и 13.

35

Таблица 12 – Влияние традиционных технологических жидкостей заканчи-вания скважин на проницаемость керна Муравленковского месторождения при моделировании вскрытия продуктивного пласта (80 °С)

Относительная проницаемость образцов керна по жидкости с абсолютной проницаемостью по воздуху, мкм2

Время, сут

Фильтруемая жидкость

0,016 0,045 0,050 а) направление фильтрации из скважины

1-2 Керосин 1,00 1,00 1,00 5-7 ФБР 0,05-0,07 0,04-0,05 0,05-0,08 8-11 ФЦР 0,04 0,03-0,04 0,03-0,05

12-14 р-р СаСl2 0,07 0,04-0,05 0,07-0,09 15-18 ПВ 0,04 0,03 0,05 19-21 Керосин 0,11-0,14 0,13-0,14 0,17-0,18

б) направление фильтрации из пласта 19-21 Керосин 0,49-0,59 0,25-0,28 0,22-0,29

Примечание – ФБР - фильтрат бурового раствора, ФЦР - фильтрат цементного раствора,

р-р СаСl2 - раствор хлористого кальция, ПВ - пресная вода с плотностью при нормальной тем-пературе соответственно, кг/м3: 1012, 1009, 1162, 999

Таблица 13 – Влияние азотсодержащего катионоактивного соединения на фильтрацию технологических жидкостей и керосина через керн Муравлен-ковского месторождения при моделировании комплексного вскрытия про-дуктивного пласта (80 °С)

Относительная проницаемость образцов керна по жидкости с абсолютной проницаемостью по

воздуху, мкм2

Время, сут

Фильтруемая жидкость

0,017 0,032 0,056 а) направление фильтрации из скважины

1 Керосин 1,00 1,00 1,00 3 ФБР + 0,3% СНПХ-6012 0,64 0,52 0,53 4 ФЦР 0,33 0,56 0,40 8 р-р СаСl2 + 0,3% СНПХ-6012 0,86 0,80 0,72 9 ПВ + 0,3% СНПХ-6012 0,59 0,57 0,44

11-13 Керосин 0,53-0,62 0,55-0,57 0,34-0,55 б) направление фильтрации из пласта

11-15 Керосин 0,71-0,77 0,58-0,59 0,47-0,53

Средняя относительная проницаемость образцов керна при прокачке из пла-ста была в 1,76 раза выше при наличии добавки СНПХ-6012 в фильтратах и тех-нологических жидкостях, а при прокачке в пласт - более чем в 3 раза выше, чем при прокачке тех же жидкостей без обработки реагентом СНПХ- 6012. Отмечено, что модификация и бурового раствора и перфорационной жидкости влияла на кратное повышение относительной проницаемости.

Следующий этап исследований был направлен на улучшение свойств фильт-ратов цементных растворов. Предварительные обработки тампонажного раствора из портландцемента марки ПЦТ-ДО-50 с В/Ц = 0,5 добавками ИВВ-1, ГИПХ-3 и СНПХ-6012 показали, что все типы катионных ПАВ, различающиеся по раство-

36

римости в полярных и неполярных средах, вполне совместимы с цементным рас-твором в концентрации до 0,5-1,0%. Межфазное натяжение на границе керосина с фильтратами цементного раствора, обработанного добавками 0,5 и 1,0 % ИВВ-1 было настолько мало, что не поддавалось определению на сталагмометре. Только разбавив их техводой (1 : 1) определили σ, которое соответственно составило 5 и 3 мН/м.

Результаты определений остаточного содержания катионного ПАВ в фильт-рате после взаимодействия с частицами цемента по адаптированной методике (основанной на изменении цвета при адсорбции на частицах аминов из водного раствора с кислотным красителем бромкрезоловым зеленым) приведены в табли-це 14. Таблица 14 – Результаты определений остаточного содержания КПАВ и концентрации реагента в фильтратах цементных растворов

Реагент

Добавка к це-ментному р-ру, %

Содержание в водной фазе, мг/л

Содержание в фильтрате цементного р-ра, мг/л

Адсорбция (моль/1 г) цемента

ИВВ-1 0,1 2000 47,3 0,00390 ИВВ-1 0,5 10000 510 0,01901 ИВВ-1 1,0 20000 1080 0,03787 ГИПХ-6Б 0,1 2000 22,5 0,00395 ГИПХ-6Б 0,5 10000 60 0,01989 ГИПХ-6Б 1,0 20000 97,5 0,03983 ГИПХ-3 0,1 2000 16 0,00397 ГИПХ-3 0,5 10000 35 0,01994 ГИПХ-3 1,0 20000 67 0,03989

Водоуглеводородорастворимые реагенты ГИПХ-6Б и ГИПХ-3 более актив-

ные пленкообразователи, чем водорастворимый ИВВ-1, поэтому остаточная кон-центрация их в фильтрате ниже. Это согласуется с результатами определений по-верхностного натяжения и исследованиями ингибирующей и флокулирующей способности реагентов в полярных растворах. Так с увеличением концентрации КПАВ от 0,1 до 1,0 % содержание в фильтрате ИВВ-1 увеличилось в 22,83 раза, а с ГИПХ-6Б и ГИПХ-3 соответственно только в 4,33 и 4,19 раза, причем с мини-мальными концентрациями их содержание меньше примерно в 2 и 3 раза.

Другой путь повышения качества цементирования это уменьшение плотно-сти цементного раствора. Изучение вспенивающей способности ПАВ проводили на растворе портландцемента ПЦТ ДО-100 плотностью 1720 кг/м3. При концен-трации добавок ПАВ до 0,3 % наилучшую вспенивающую способность проявили неионогенные (СНО-3Б, Нефтенол ВВД) и амфолитные (окись амина). Далее сравнительно высокую пенообразующую способность проявил АПАВ - СМ-1. Обработка гидрофобизатором ИВВ-1 и сульфонолом приводила примерно к оди-наковому снижению плотности композиции до 1070 и 1080 кг/м3 при кратности пены до 1,68 и 1,58 соответственно. Несколько меньшие пенообразующие свой-ства были у комплексных ПАВ – МЛ-80Б и СНПХ-ПКД-515Н.

Тем не менее, последний реагент достаточно эффективно снижает . Так при концентрации 0,5-2,0 % СНПХ-ПКД-515Н в закачиваемом в скважину це-ментном растворе межфазное натяжение фильтрата на границе с керосином на-

37

ходилось в пределах 3,6-11,9 мН/м, тогда как на границе «необработанный ФЦР – керосин» – 16,7-60,7 мН/м. Большой разброс данных с пробами, закачиваемого в скважину цементного раствора, свидетельствует о том, что цементный раствор на практике недостаточно перемешивается и пачки не всегда осредняются.

Третий этап улучшения качества цементных растворов – это уменьшение водоотдачи добавками полимеров. Цементный раствор (ВЦ=0,6 и ρ= 1760 кг/м3) из ПЦТ-ДО-50 имел исходную водоотдачу 40 см3 за 42 с. Предлагаемой обработ-кой 1 % Торос-1 и 4 % а2СО3 довели ПФ до 12-35 см3/ 30 мин, а при 1,5 % То-рос-1 произошло уменьшение до 10-13 см3/ 30 мин. Причем минимальные вели-чины были получены при той последовательности приготовления, когда в воде вначале растворяли Торос-1, а потом а2СО3.

Немаловажное значение имеет то, насколько эффективно при цементирова-нии отмывается буферной жидкостью глинистая корка, т. к. от этого зависит сце-пление цементного камня со стенками скважины (горной породой). Выводы о степени разрушающего действия жидкостей делали по изменению проницаемо-сти глинистой корки (сформированной из ЕГР на ВМ-6) по воде после их воздей-ствия и оценивали состояние корки по наличию - отсутствию трещин. Гликоли, кетоны, акриловые полимеры-флокулянты, растворы аОН, а2СО3 и лигно-сульфонатов, дизельное топливо и флотореагент-оксаль не привели к увеличению ПФ. Хорошее разрушающее воздействие на глинистые корки оказали водные растворы: 10% FеСl3 + 0,5-1,0% ИВВ-1(Б), 15% NаСl +1% ИВВ-1(Б) или ГИПХ-6Б, 2-5% КСl + 0,5% СНПХ-ПКД-515Н, 2% FеСl3 + 1% ИВВ-1(Б), 5-10 % орто-фосфорной кислоты. Меньшим разрушающим действием обладали растворы Аl2(SO4)3, NаСl и СаСl2 с добавками ИВВ-1 и смеси ИВВ-1 + ОА. Проведенные исследования фрагментарно подтверждали механизм перемен в скважине при об-работке буровых растворов катионными ПАВ, вызванный расформировыванием прежней глинистой корки.

Смазочные добавки буровых растворов образуют на глинистой корке и об-садных трубах пленки, которые также препятствуют хорошей адгезии цементно-го камня. Для отмыва зарубежной смазочной добавки К-Lube наилучшим обра-зом подходят ацетон и СФУ. Поэтому целесообразно перед традиционной жид-костью (0,02 % НТФ в пресной воде) закачивать в зимнее время года СФУ, т. е. использовать комбинированную буферную жидкость, т. к. смешивание порций не дает желаемого эффекта.

Перечислим разработанные на уровне изобретений технические средства, которые предназначены для применения при вскрытии и креплении продуктив-ных пластов. Для обеспечения безопасности ведения работ предлагается устрой-ство для автоматического долива скважины промывочной жидкости. Для повы-шения точности попадания ствола наклонных скважин в круг допуска разработа-на группа опорно-центрических устройств по гашению реактивного момента тур-бобура, а также компоновка низа бурильной колонны. Причем последняя допол-нительно включает несколько вихревых одно- и двухсопловых кольмататоров, также как и трехшарошечный расширитель. Кроме того, разработана серия дру-гих наддолотных кольмататоров, например струйно-механический, механический катковый, импульсный, а также вихревой двухсопловый в комплекте со шламо-

38

уловителем. Для повышения качества буровых растворов предложена серия гид-ромеханических и гидроакустических низкочастотных устройств для приготов-ления и перемешивания буровых растворов. Впрочем, их можно также использо-вать для диспергации цементных растворов и повышения их однородности. Для повышения качества цементирования разработана серия центраторов, вибробаш-маков, гидравлических и механических пакеров, в т. ч . и для манжетного цемен-тирования, устанавливаемых в нижней части обсадной колонны, муфты для сту-пенчатого цементирования, которые размещают примерно в середине эксплуата-ционной колонны, и разъединители, расположенные в верхней части потайных колонн (хвостовиков). Причем некоторые виды пакеров и разъединителей снаб-жены струйными, импульсными и вихревыми скважинными активаторами це-ментного раствора. Для повышения эффективности вторичного вскрытия предла-гается арсенал гидропескоструйных перфораторов и точечных гидроперфорато-ров, в т. ч. выполненных с генераторами низкочастотных и высокочастотных им-пульсов. Разработаны способ и устройство с алюминиевыми заглушками для бес-перфораторного вторичного вскрытия пластов с применением щелочного раство-рителя.

Разработано также несколько способов обратного цементирования обсадных колонн, потайных колонн и комбинированного (двухступенчатого) цементирова-ния, включающего этап обратного цементирования нижней ступени эксплуата-ционной колонны. Для обратного цементирования обсадной и потайной колонны в скважинах, имеющих поглощающие пласты, разработана технология с закачкой дополнительной порции тампонажного раствора в объеме поглощения. Этот объ-ем определяют при моделировании в процессе промывки скважины на буровом растворе перед цементированием. Учитывают объем поглощения при обратной продавке и объем дополнительного столба (Н) тампонажного раствора процирку-лировавшего в обсадную колонну выше планируемого уровня цементного стака-на для последующей его прямой продавки в поглощающий пласт до момента за-гущения (схватывания) цементного раствора. Выведена формула расчета высоты дополнительного столба цементного раствора в колонном пространстве

)]QKQK(Qd[ / ])tttt)(QKQ(QK4[H npni2

обрni1iв

обрс

обрn3сх н.

обрni1i

npni2 ,

где Н - расчетная высота дополнительного столба тампонажного раствора в обсадной колонне выше планируемого уровня цементного стакана по окончании первого этапа цементирования - обратной закачки, м ;

К1, К2 - переводные коэффициенты приемистости пластами тампонажного раствора в отношении к промывочной жидкости соответственно при прямой и обратной промывках ( )/QQК,/QQК пр

пжпртр2

обрпж

обртр1 ;

обpniQ - приемистость пласта на различных режимах при обратной промывке,

м3/с; пpniQ - приемистость пласта при прямой продавке на поглощение, м3/с;

iQ - производительность цементировочных насосов на i скорости, м3/с;

сх н.t - срок начала схватывания первой порции тампонажного раствора, с;

39

3t - время, пошедшее на затворение тампонажного раствора, с;

обрnt время обратной закачки и продавки тампонажного раствора до по-

глощающего пласта, с ; обрсt - время обратной продавки в интервале от поглощающего пласта до

уровня цементного стакана, с; вd - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

Уточняют высоту Н при контроле положения тампонажного раствора по окончании обратной закачки для определения конкретного объема продавочной жидкости для второго этапа цементирования – прямой закачки.

Кроме того, выведена формула обратного цементирования потайных колонн в зонах с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД) цементным рас-твором нормальной плотности. Высоту спускаемого хвостовика в скважинах с искусственно созданным кольматационным слоем или цементируемого интерва-ла тампонажным раствором нормальной плотности при к.с выбирают из ус-ловия

)ρρ/()K1-L(1ρН ц.рп.ж

1п.ж , а максимально допустимую

))ρρ)/(g(ΡΡ)K1gL(1ρН ц.рп.жп.жmax г.д

Δк.с

Δ

где п.жρ и ц.рρ - плотности соответственно промывочной жидкости и цемент-ного раствора, кг/м3;

L - глубина скважины, м ; К1- минимальный коэффициент запаса гидростатического давления в стволе

скважины над пластовым давлением ; g - ускорение свободного падения, м/с2 ; - допустимая репрессия на пласты, Па ; к.с - величина депрессии, которую выдерживает кольматационный слой,

Па; г.д - потери гидродинамического давления при циркуляции раствора, Па. Проведенные расчеты показали, что в глубоких скважинах [Н] может со-

ставлять от нескольких сотен метров до тысячи и более, что в большинстве слу-чаев будет вполне достаточно.

Для уменьшения негативного влияния вертикальных и продольных переме-щений эксплуатационных колонн при опрессовке, перфорации скважин и др. ра-ботах, а также защиты от коррозии предложено предварительно покрывать об-садные трубы (снаружи и внутри), размещаемые в нижней части колонны, тепло-изоляционным покрытием «Изоллат» на основе полимера и полых микросфер. Закачка в нижнюю часть цементного раствора с расширяющей добавкой СИГБ способствует повышению сцепления цементного камня с покрытием. Теплоизо-ляция обсадной колонны жидкокерамическим высыхающим покрытием «Изол-лат» позволит снизить отвод тепла из ПЗП и, как следствие, – вероятность обра-зования АСПО. Эффективность предупреждения возникновения АСПО повысит-ся, если использовать НКТ также покрытые слоем «Изоллат».

40

4 ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ОСВОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ

ГОРИЗОНТОВ И МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ

Ранее в процессах бурения широко применялись производственные отходы, а не высокотехнологичные химические продукты, к которым относятся амфолит-ные ПАВ. Это связано с тем, что они были довольно дорогостоящими и дефицит-ными реагентами. Но во второй половине 1990 гг. повысились требования к каче-ству ведения работ в нефтегазовых отрасли, особенно ко всем технологическим операциям связанным с вскрытием и обработкой продуктивных горизонтов, а из-вестные и применяемые реагенты уже не удовлетворяли этим повышенным тре-бованиям.

При бурении скважин после первичного вскрытия пласта на буровом рас-творе равновесное состояние, в котором находится сложная гидродинамическая система коллектора, содержащая нефть, газ и пластовую воду, нарушается. Далее процесс усугубляется проникновением компонентов буферной жидкости и це-ментного раствора при креплении скважин. Восстановление гидравлической свя-зи скважинного пространства с продуктивным пластом при вторичном вскрытии также cопровождается негативным контактом перфорационной жидкости. Кроме того, после прострелочно-взрывных работ нарушается герметичность заколонной крепи и возникают заколонные перетоки пластовых флюидов. При временной консервации скважин определенная часть технологической жидкости поглощает-ся и длительно воздействует на призабойную зону пластов, что усиливает отри-цательное влияние на ее проницаемость. Несмотря на то, что при дальнейшем ос-воении скважин репрессия на продуктивные пласты снижается с переходом в ре-жим депрессии все же не исключается контакт применяемых жидкостей и рас-творов с коллекторами, а значит и – очередное его поражение.

Несмотря на то, что большая часть модифицирующих реагентов адсорбиру-ется на глинистой фазе, их следует применять начиная именно с первичного вскрытия, т. к. фильтрат бурового раствора первым нарушает естественное рав-новесие процессов в пласте-коллекторе. Качество фильтратов глинистых раство-ров обычно низкое, а продолжительность негативного воздействия максимальная по сравнению с другими технологическими жидкостями. Поэтому даже неболь-шое остаточное содержание улучшающих (облагораживающих) добавок катион-ных ПАВ в водном фильтрате может существенно уменьшить его отрицательное влияние на продуктивные пласты. Присутствие катионных ПАВ в фильтрате це-ментных растворов вместо АПАВ и комплексных на основе АПАВ и НПАВ (МЛ-80(81Б)) более предпочтительно, т. к. в этом случае исключаются потенциальные процессы несовместимости фильтров.

Целью сиcтемных исследований катионных ПАВ и комплексных реагентов, включающие данные компоненты, являлось выявление таких свойств данной группы химреагентов, которые влияют на эффективность многих процессов, на-чиная от первичного вскрытия нефтяного пласта до транспортировки продукции скважин на нефтеперерабатывающие заводы. Таким образом, развивается кон-цепция применения не арсенала улучшающих добавок, а одной группы поли-

41

функциональных реагентов, сочетающих в себе максимальное количество свойств, напрямую или косвенно влияющих на положительный результат.

При сравнительном исследовании водоуглеводородорастворимых реагентов ГИПХ-6 и ГИПХ-6Б в концентрации до 0,5% установлено, что последний прояв-ляет повышенные флокулирующие, ингибирующие (до 93 %) и поверхностно-активные (до 5 мН/м) свойства. Это объясняется тем, что пленкообразующие свойства реагента ГИПХ-6 выше, чем у ГИПХ-6Б. Изучение процессов инверсии смачивания на искусственных песчаных кернах показало, что при обработке пре-сной воды добавкой ГИПХ-6Б более эффективно снизилась фазовая проницае-мость по воде (0,75 против 0,94). Однако восстановление коэффициента прони-цаемости керосина в опыте с ГИПХ-6Б (0,60) наоборот выше, чем с ГИПХ-6 (0,47). При более приближенном к скважинным условиям моделировании про-цессов, именно при фильтрации через глинопесчаный столбик с добавкой 1 % бентонита, естественно из-за процесса набухания глины относительная прони-цаемость воды уменьшилась от 0,80 до 0,36. Тем не менее, после обработки обла-гороженным раствором 0,5 % ГИПХ-6Б проницаемость керосина все же восста-навилась (0,14), тогда как в кварцевом песке, не говоря уже о полимиктовом кер-не, после воды керосин не фильтровался в условиях опыта. Необходимо отме-тить, что при прохождении воды через глинопесчаный керн фильтрат был мут-ный на протяжении всего опыта из-за выноса глины. Но когда воду обработали катионным флокулянтом фильтрат был прозрачным. Следовательно, при исполь-зовании традиционных технологических жидкостей коллоидные частицы увле-каются в глубь пласта, а их модификация способствует осаждению тонкодис-персной фазы в непосредственной близости от скважины. В результате образует-ся кольматационный экран с меньшей проницаемостью и протяженностью.

Реагенты ГИПХ-6(6Б) совместимы с цементными растворами, повышают прочность цементного камня из ПЦТ-ДО-50 на 33,3-73,3 % во всем диапазоне концентраций (0,1-1,0 %) и из ПЦТ-Д20-50 на 8,4-11,6 % в области низких кон-центраций (0,05-0,10 %). Несмотря на то, что в фильтрате цементных растворов остается в 89-205 раз меньше катионного реагента от добавляемого количества, тем не менее межфазное натяжение на границе с керосином снизилось от 33 до 22-13 мН/м (т.е. в 1,5-2,5 раза).

Установлено, что реагенты ГИПХ-6(6Б) проявляют свойства ингибиторов коррозии металла в соляной кислоте и глинокислоте, как в составе последних, так и после предварительного нанесения адсорбционных пленочных покрытий (пл. п.) окунанием образцов стали НКТ марки «Д» в реагент. Например, степень за-щиты в х.ч. 11,2% НСl 0,5-1,0 %-х добавок составила 85,7-97,5 %, а пленочных покрытий - 94,0-95,6 %, а в технически ингибированной (т. и.) заводским ингиби-тором В-2 соответственно 74,8-97,7 и 97,3-97,7 %. В глинокислоте (14% НСl + 2,2 НF) степень защиты при тех же концентрациях реагентов составила 82,6-93,9 %, а пленочных покрытий 98,8-98,9 %.

Изучение деэмульгирующей активности реагентов ГИПХ-6(6Б) проводили на промысловой водонефтяной эмульсии Муравленковского месторождения при 40 °С. Для сравнения данных использовали деэмульгатор демульсифер R-II. При расходе реагентов ГИПХ-6(6Б) до 90 г/т деэмульгирующую активность не обна-

42

ружили. Но при смешении демульсифера R-II с ГИПХ-6(6Б) в соотношении 1: 3 процентное содержание отделившейся воды за полтора часа было на 7-10 % вы-ше, чем после обработки только деэмульгатором (88 %). При поочередном вводе деэмульгатора и катионных реагентов в соотношении 1:1 через час отстой воды увеличился на 5-7 %. В отдельные периоды отстоя разница с контрольной пробой достигала 20 %. Следовательно, в сочетании с деэмульгатором реагенты ГИПХ-6(6Б) проявляют удовлетворительные деэмульгирующие свойства.

Исследование комплексных реагентов СНПХ-ПКД-515 и СНПХ-ПКД-515Н показало, что последний проявляет большую поверхностную активность (менее 2,5 мН/м при концентрации более 0,2 %). Определение межфазного натяжения на границе с керосином после адсорбции реагентов в бентонитовой суспензии на глине показало, что фильтрат с СНПХ-ПКД-515Н также более активен, но в дан-ном случае величины σ на порядок выше. Остаточная концентрация азотсодер-жащей составляющей комплексного реагента СНПХ-ПКД-515Н в фильтрате со-ставила всего 0,7-1,6 % от первоначально введенного количества (0,05-0,10 %) в искусственно приготовленный раствор.

При исследовании фазовых проницаемостей углеводородной жидкости (ке-росина) и воды после фильтрации через песчаный насыпной керн фильтрата бу-рового раствора, обработанного добавкой 2% СНПХ-ПКД-515(515Н), и раствора NаСl (ρ=1120 кг/м3) с добавкой 0,3 % комплексных ПАВ установлено, что боль-шая эффективность достигнута при обработках модифицированными солевыми растворами. Фазовая проницаемость керосина после фильтратов бентонитовой суспензии восстановилась на 1,3 %, а раствора ПКД-515 - на 3,9 % (т. е. в 3 раза больше) и с ПКД-515Н – на 7,8 %, при этом в последнем случае относительная проницаемость воды снизилась до 33 %. Степень восстановления фазовой прони-цаемости керосина после солевого раствора с ПКД-515 достигала 25 % и с увели-чением объема прокачки раствора повысилась до 32 %. В свою очередь фазовая проницаемость воды понизилась с 50 до 44 %. Обработка терригенного коллекто-ра раствором NаСl + ПКД-515Н позволила достичь большую степень восстанов-ления проницаемости керосина ~ 66 %.

Адсорбция реагентов ПКД-515(515Н) на металле при 40 °С с перемешивани-ем из дистиллированной и минерализованной воды не превышала 4,6 г/м2 по-верхности. Тем не менее, это необходимо учитывать (увеличивая концентрацию модифицирующего реагента выше оптимальной), т. к. площадь НКТ и обсадных труб по пути доставки раствора до ПЗП велика.

Реагент ПКД-515Н отличается тем, что вызывает повышенную вспенивае-мость не только бентонитовой суспензии, но и нарабатывемых буровых раство-ров. Обработать дисперсную систему добавками в количестве более 1 % было сложно даже с применением пеногасителя МАС-200.

Изучение скорости пропитки пористой среды (бумажного фильтра) нефтью с добавкой 1,0-2,5 % ПКД-515 для использования композиции пропитывающего раствора при освобождении бурильного инструмента от прихвата показало уско-рение пропитки сухого и смоченного фильтра соответственно на 44-52 и 36-51 %. При этом время пропитки 1см2 влажного фильтра нефтью в 4,2 раза больше, чем

43

сухого. Полученные значения для нефти с комплексными ПАВ близки к амери-канским противоприхватным реагентам.

Реагенты ПКД-515(515Н) в слабоминерализованных растворах NаСl и СаСl2 замедлили водную коррозию металла на десятки процентов, как в виде до-бавки в среду, так и в качестве одноразово созданной адсорбционной пленки. На-пример скорость водной коррозии за 12 сут с покрытием из ПКД-515 уменьши-лась на 40 %, а с ПКД-515Н - на 54 %. Добавление 0,01 % ПКД-515 в пластовую воду привело к уменьшению скорости коррозии на 25 %. Результаты исследова-ний коррозионной активности жидкостей в течение 42 сут стали марки «Д» при нормальных условиях на предмет их использования для консервации скважин приведены в таблице 15. Таблица 15 – Влияние реагента СНПХ-ПКД-515Н на скорость коррозии ме-талла в жидкостях консервации скважин (25 °С, 1008 ч) №, п.

Состав водного рас-твора реагентов, %

Скорость коррозии, г/(м2 ч)

№, п.

Состав водного раствора реагентов, %

Скорость коррозии, г/(м2 ч)

1 NaCl – 25; НТФ – 0,01 0,0138 6 п.5 + 1 % ПКД-515Н 0,0080

2 п.1 + 1 % ПКД-515Н 0,0062 7 NaCl - 23; Na2Cr2O7 ∙2H2O – 0,2

0,0316

3 NaCl – 22; КCl – 3 0,0133 8 п.7 + 1 % ПКД-515Н 0,0073 4 п.3 + 1 % ПКД-515Н 0,0080 9 NaCl – 22; КОН - 3 0,0027 5

NaCl – 22; КCl – 3; НТФ – 0,01

0,0114 10 п.9 + 1 % ПКД-515Н 0

Модифицирование всех представленных составов комплексным ПАВ –

СНПХ-ПКД-515Н привело к положительному результату, а именно усилению ингибиторной защиты металла («Д») на десятки процентов вплоть до полного подавления коррозии металла (п.10). Показатель коррозии в течение 42 сут в жидкостях с присадкой ПКД-515Н изменялся в диапазоне 0,007-0,009 мм2/г, сте-пень защиты улучшалась на 30-77 %.

При проведении опытов по определению кислотной коррозии металла в х. ч. и т. и (В-2) 12 %-й НСl и грязевой кислоте при 80 °С с перемешиванием более высокие ингибирующие свойства с ПКД-515 проявились также при нанесении адсорбционного покрытия, а с ПКД-515Н в кислотных растворах. Добавки 1 % ПКД-515 повысили степень защиты металла в соляной кислоте на 93,4-96,3 %, при наличии пленочного покрытия – до 81,9-97,3 %, а в грязевой кислоте соот-ветственно до 75,2 и 70,0 %. Аналогичные показатели при использовании реаген-та ПКД-515Н составили, %: 94,4-96,5; 77,3-91,4; 85,4; 57,5. При добавлении 1 % комплексных ПАВ в х. ч. НСl ингибирующее действие (более 90%) превышало защитное действие заводской присадки В-2, с которой в т. и. НСl степень защиты варьировалось в пределах 41-61 %. В растворе грязевой кислоты ингибиторный эффект от добавок СНПХ-ПКД-515 (515Н) был менее выражен, но все же доста-точно высок. Происходило снижение скорости коррозии в 2,4-6,9 раз. Более эф-фективной мерой в данном случае является введение реагентов в глинокислотный раствор, чем создание пленочного покрытия.

44

Добавка 1 % ПКД-515Н в х.ч. 12 % НСl позволила уменьшить межфазное натяжение на границе с керосином с 56,0 до 1,1 мН/м. При замере σ после ней-трализации соляной кислоты карбонатами произошло снижение с 44,6 до 8,4 мН/м.

Добавки амфолитного ПАВ – окиси аминов в пресную воду интенсивнее снижают межфазное натяжение на границе с керосином, чем катионный ПАВ – гидрофобизатор ИВВ-1. Максимальный эффект, снижения поверхностного натя-жения получен в смеси этих реагентов при соотношении 10 : 0,5. Так при концен-трации 0,3 % этого комплексного реагента - σ = 1,9 мН/м. Но с учетом одновре-менно двух факторов - стоимости химпродуктов и эффективности снижения σ - оптимальным соотношением комплексного реагента ОА + ИВВ-1 является 3 : 10. В данном случае при 0,3 % комплексного ПАВ - σ = 5,8 мН/м. Поверхностное на-тяжение в солевых растворах NаСl и СаСl2 плотностью 1131 кг/м3 при добавле-нии комплексного ПАВ снизилось еще ниже, чем в пресных растворах. Парамет-ры σ уже при минимальных концентрациях (0,05%) невозможно замерить на ста-лагмометре, т. к. они ниже 0,1-0,5 мН/м. Наилучшим соотношением ОА к ИВВ-1 также является 3:10.

Окись амина меньше адсорбируется на глинистых частицах, чем катионные ПАВ, тем не менее степень адсорбции остается достаточной высокой, о чем сви-детельствуют повышенные значения σ. При увеличении концентрации ОА в бен-тонитовой суспензии с исходным σ =54,4 мН/м от 0,3 до 1,0 % поверхностное на-тяжение уменьшилось только с 48,4 до 34,5 мН/м.

При определении вспенивающей способности происходило почти четырех-кратное увеличение объема пресной воды с добавкой 0,3 % ОА. С комплексным ПАВ вспенивающая способность выше, причем максимальное увеличение (в 8 раз) объема раствора происходило при соотношении ОА к ИВВ-1 равным 5:10. Однако более стойкие пены получались при соотношении равным 3:10. При кон-центрации данной композиции 0,15-0,50 % стойкость пены составляла около 6,5 мин. В солевых растворах пенообразование с этими ПАВ кратно меньше, а стой-кость пены наоборот выше. При 0,3 % ОА пена исчезала за 10-11 мин.

Вместе с тем пенообразование в естественных буровых растворах с амфо-литным и комплексным ПАВ оказалось незначительным в пределах концентра-ции до 0,3 % и вполне приемлемым для практики бурения. Более полная инфор-мация о влиянии ОА и комплекса ОА + ИВВ-1 на свойства нарабатываемого гли-нистого раствора, обработанного при бурении скважины реагентами Кем-Пас и Поликем Д приведена в таблице 16. Таблица 16 – Влияние добавок ПАВ на свойства бурового раствора

Свойства раствора Состав раствора, соотношение реагентов ,

кг/м3 УВ,

с ПФ, м3/ 30мин

К, мм

рН СНС 1/10, дПа

о, дПа

, мПа.с

Сф, %

Буровой раствор (БР) 1131 21 10 2,0 8,2 0/17 6 5 - БР+0,1% ОА БР+0,3% ОА БР+0,5% ОА

1128 1128 1130

26 28 50

10 12 15

2,0 2,5 3,0

8,6 8,8 8,9

0/20 3/24

24/30

8 14 44

6 6 9

- -

- БР+0,1% (ОА + ИВВ-1),10: 0,5 БР+0,3% (ОА + ИВВ-1),10: 0,5 БР+0,5% (ОА + ИВВ-1),10: 0,5

1131 1131 1128

24 34 62

10 11 15

2,0 2,5 3,0

8,6 8,6 8,5

0/17 2/14

16/22

10 12 30

5 5

16

- - -

45

БР+0,1% (ОА + ИВВ-1),1:10 БР+0,3% (ОА + ИВВ-1),1:10 БР+0,5% (ОА + ИВВ-1),1:10

1130 1128 1128

23 24 44

11 12 15

2,0 2,0 2,5

7,9 8,1 8,4

0/24 0/28

25/50

9 12 33

8 8

14

- - 6

БР+0,1% (ОА + ИВВ-1),3:10 БР+0,3% (ОА + ИВВ-1),3:10 БР+0,5% (ОА + ИВВ-1),3:10

1128 1128 1075

20 43 152

11 12 28

2,5 2,5 4,5

8,1 8,4 8,6

0/18 0/27

20/50

6 12 42

5 11 14

4 4 5

БР+0,1% (ОА + ИВВ-1),5:10 БР+0,3% (ОА + ИВВ-1),5:10 БР+0,5% (ОА + ИВВ-1),5:10

1128 1126 1120

21 48 230

11 14

>40

2,0 2,5 6,0

8,4 8,4 8,6

0/17 0/24

42/70

7 9

48

6 8

20

4 5 6

В присутствии композиции ОА + ИВВ-1 в буровом растворе уменьшение

плотности происходило за счет двух факторов: пенообразования и флокулообра-зования. Однако количество флокул, зафиксированных в колбе Лысенко, не пре-вышало 6 %. Их количество меньше, чем при обработке только реагентом ИВВ-1. Приведенные в таблице параметры замерены после прохождения раствора через сито с размером ячеек 0,25 х 0,25 мм, т. е. после отделения наиболее крупных флокул. Поэтому чрезмерного загущения раствора не произошло. Наиболее удач-ными композициями ОА с ИВВ-1 являются при соотношении реагентов 3:10 - 5:10. При изучении пенообразования цементных растворов установлено, что с применением ОА можно добиться уменьшения плотности цементного раствора от 1720 до 800 кг/м3 и ниже. Пена стабильна в течение часа. С данным амфолит-ным ПАВ конкурирует только неионогенный ПАВ – СНО-3Б.

Исследование инверсии смачивания насыпного песчаного керна показало, что добавка 0,3% ОА в раствор СаСl2 плотностью 1120 кг/м3 привела к восстанов-лению проницаемости по керосину на 13 %. А добавки 0,3% ОА + ИВВ-1 в соот-ношении 3:10 и 5:10 соответственно повысили относительную проницаемость по углеводородной жидкости до 43 и 53 %. То есть при меньшем количестве гидро-фобизатора ИВВ-1 (67 % против 77 %) полученные данные оказались лучше. В сравнительных опытах с повышенной концентрацией ПАВ в 1,7 раза – 0,5 % ИВВ-1 фазовая проницаемость керосина была восстановлена на 50 %, а воды уменьшилась на 6 %.

Таким образом по всем параметрам, наблюдалось явное преимущество ком-плексного ПАВ. На основании проведенных исследований был разработан ком-плексный реагент Синол-КАм, выпускаемый по ТУ 2482-001-48482528-98, с об-щей долей ПАВ в реагенте 18-25 %.

Для приготовления пенообразующих композиций с гидрофобизирующим эффектом наилучшими составами (с наивысшей кратностью и устойчивостью пе-ны) на пресной воде являются: 0,5-1,0% стабилизатора СМС-700 + 1 % сульфоно-ла или реагентов: СНО-3Б, СНПХ-7890, Нефтенол ВВД. Для уменьшения нега-тивного влияния водной фазы рекомендуется состав, включающий 1 % СМС-700 или КМЦ-600 + 1 % СНПХ-7890 (или реагентов СНО-3Б, Нефтенол ВВД) + 2% КСl (в кристаллическом виде). Для приготовления композиций на пластовой (се-номанской) воде подходит состав: 1 % СМС-700 + 1 % СНО-3Б, или СНПХ-7890.

Впервые были получены и изучены пены (аэрированные растворы) с гидро-фобизирующими свойствами, в которых использовали КПАВ и их композиции (0,5: 10) с НПАВ со стабилизатором. Кратность полученных пен находилась в ин-тервале 3,0-5,1. Пены были достаточно устойчивы (36-79 с/см3) на сеноманской и

46

технической воде с добавкой соли КСl. Обнаружено единственное ограничение для использования КПАВ в растворах хлористого натрия, сказывающееся на уменьшение устойчивости пены. В частности составы ГИПХ-6Б нежелательно использовать в минерализованных растворах плотностью более 1020 кг/м3, а ИВВ-1 - более 1040 кг/м3.

Рекомендуемые составы пен с гидрофобными свойствами на технической воде: 1 % КМЦ-600 (или СМС-700) + 1% ИВВ-1, или ГИПХ-6Б, или композиции ПАВ (ГИПХ-6Б + СНПХ-7890, ГИПХ-6Б + СНО-3Б, ИВВ-1 + СНПХ-7890, ИВВ-1 + СНО-3Б в соотношении 0,5 : 10) + 2 % КСl (в сухом виде). В гидрофобизи-рующие составы на сеноманской воде хлористый калий не вводится.

Рекомендуемые пенообразующие композиции на минерализованной основе для освоения скважин, склонных к гидратобразованиям на растворах NаСl с плотностью до 1020 кг/м3: 1% СМС-700 + 1 % ГИПХ-6Б, или реагенты: ИВВ-1, МЛ-80, МЛ-80Б, СМ-1. При использовании более концентрированных солевых растворов с плотностью до 1100 кг/м3 подойдут составы: 1 % СМС-700 + 1% СМ-1, или МЛ-80. Использование стабилизатора приводит к уменьшению кратности пены и кратному увеличению устойчивости.

Многокомпонентные пены на основе 5-10 % жидкого стекла и 1-2% СаСl2 были с повышенной устойчивостью – 200-350 с/см3. Наилучшими добавками ПАВ в такие композиции являются: неонол – СНО-3Б и его смеси с сульфонолом СП (или ИВВ-1, СМ-1); Нефтенол ВВД и его смеси с реагентами сульфонол, СНО-3Б, СМ-1. При повышении температуры от 25 до 60 °С обычно отмечалось увеличение кратности пены и некоторое снижение ее устойчивости. По результа-там дополнительных исследований композиций с другими полимерными стаби-лизаторами для освоения скважин с помощью бустерной установки УИБ-1-160/40 наилучшие данные по кратности и устойчивости пены на пресной воде были по-лучены композиции с окисью аминов и гидрофобизатором ИВВ-1. Рекомендова-ны следующие составы: 0,5 % Камцел-3 + 0,5-1,0 % ИВВ-1 (или 0,3 % ОА, 1% Синол-КАм, 1 % МЛ-81Б); 0,7 % Тилозы ЕЦ-7 + 0,5-1,0 % ИВВ-1(Б) (или 0,3-0,5 % ОА, 0,5 % Нефтенол ВВД, 0,5 % МЛ-81Б). Для приготовления композиций на сеноманской воде лучшими оказались составы: 1 % Камцел-3 + 0,5-1,0 % ИВВ-1 (или 0,3-0,5 % ОА, 1 % Синол-КАм, 1 % Нефтенол ВВД, 1 % МЛ-81); 1,5-2,0 % Тилозы ЕЦ-7 + 1,0-1,5 % ИВВ-1(Б) (или 0,5 % ОА,1-2% Нефтенол ВВД); 3 % КМК + 0,3-0,5 % ОА. Некоторые результаты исследований пенообразующих ком-позиций, приготовленных на растворе хлористого калия даны в таблице 17. Таблица 17 – Пенообразующая способность ПАВ на 2%-м растворе КCl с разными стабилизаторами

Состав композиции

Кратность пены,

В = V1/V2

Время выде-ления 50%

жидкости из пены, с

Скорость выде-ления 50%

жидк. из пены, Vcp, см3/с

Устойчивость пены,

1/Vc, с/см3

1 2 3 4 5 1. 2% р-р КСl + 1% Тилоза TЦ-7 2. п.1 + 1% ИВВ-1 (Б) 2,1 300 0,167 5,988 3. п.1 + 2% ИВВ-1 (Б) 3,0 480 0,104 9,615 4. п.1 + 1% Синол КАм 1,9 120 0,417 2,398 5. п.1 + 2% Синол КАм 2,3 540 0,093 10,753

47

6. п.1 + 1% Нефтенол ВВД 2,1 180 0,278 3,597 7. п.1 + 2% Нефтенол ВВД 3,3 480 0,104 9,615 8. п.1 + 1% МЛ-81Б 1,5 120 0,417 2,398 9. п.1 + 2% МЛ-81Б 2,1 420 0,119 8,403 10. п.1 + 0,1% ОА 2,7 240 0,208 4,808 11. п.1 + 0,3% ОА 2,3 600 0,083 12,048 12. п.1 + 0,5% ОА 2,75 1200 0,042 23,809 13. 2% КСl + 1% Камцел-3 14. п.13 + 0,3% ИВВ-1 (Б) 1,8 420 0,119 8,403 15. п.13 + 0,5% ИВВ-1 (Б) 2,45/2,4 1680/240 0,030/0,208 33,557/4,808 16. п.13 + 1,0% ИВВ-1 (Б) 2,85/2,9 1262/396 0,040/0,126 25,253/7,937 17. п.13 + 1,5% ИВВ-1 (Б) 3,1 4080 0,012 83,333 18. п.13 + 1,0% СНПХ-ПКД-515Н

не пенит

19. п.13 +1, 0% Сепарол не пенит 20. п.13 + 0,5% Синол КАм 2,2 720 0,069 14,493 21. п.13 + 1,0% Синол КАм 2,3/3,5 1028/436 0,049/0,115 20,408/8,696 22. п.13 + 2,0% Синол КАм 3,0/4,6 1620/380 0,031/0,132 32,258/7,576 23. п.13 + 0,5% МЛ-81Б 1,7 800 0,083 12,048 24. п.13 + 1% МЛ-81Б 1,4/2,1 2547/191 0,020/0,262 51,020/3,817 25. п.13 + 2% МЛ-81Б 2,45/2,6 2100/382 0,024/0,131 41,667/7,634 26. п.13 + 0,1% ОА 2,3/3,4 1538/480 0,033/0,104 30,303/9,615 27. п.13 + 0,3% ОА 3,3/6,0 4680/311 0,011/0,161 90,909/6,211 28. п.13 + 0,5% ОА 3,55 4620 0,011 90,909 29. п.13 + 1,0% ОА 3,75 4560 0,011 90,909 30. п.13 + 0,5% Нефтенол ВВД 2,3 1020 0,049 20,408 31. п.13 + 1,0% Нефтенол ВВД 2,75/3,5 1500/480 0,033/0,104 30,303/9,615 32. 2% р-р КСl + 3% КМК 33. п.32 + 0,5% ИВВ-1 (Б) 1,5 62 0,806 1/241 34. п.32 + 1,0% ИВВ-1 (Б) 1,9 62 0,806 1,241 35. п.32 + 0,5% Синол КАм 1,6 70 0,714 1,401 36. п.32 + 1,0% Синол КАм 1,8 75 0,667 1,499 37. п.32 + 0,5% Нефтенол ВВД 1,5 30 1,667 0,599 38. п.32 + 1,0% Нефтенол ВВД 1,8 45 1,111 0,900 39. п.32 + 0,5% МЛ-81Б 1,4 50 1,000 1,000 40. п.32 +1,0% МЛ-81Б 1,9 75 0,667 1,499

Для имитации доведения обратных эмульсий до зоны перфорации при глу-

шении скважин исследовали процесс гравитационного замещения, находящегося в пробирке солевого раствора, гидрофобно-эмульсионным раствором. Установ-лено, что для получения необходимой для практики скорости осаждения эмуль-сии равной 0,01 м/с необходимо превышение плотности более чем на 40-45 кг/м3.

Разработаны две рецептуры эмульсий для глушения скважин. Первая вклю-чает 4% Нефтенол НЗ, 20-37 % дизельного топлива, остальное – техвода и рас-твор СаСl2 плотностью 1310 кг/м3. Приготовленные эмульсии имели плотность 1110-1196 кг/м3 и электростабильность в первый день после приготовления 330 - 440 В, а после термостатирования при 60-80 °С в течение 12 сут – 330-382 В. Рео-логические параметры приготовленных растворов несколько завышенные, но по-

48

сле термостатирования при 60 °С нормализуются и становятся вполне приемле-мыми.

Вторая рецептура включает вместо дизтоплива крупнотоннажный отход Су-торминского цеха подготовки нефти – "стойкая эмульсия", которая обычно была с напряжением электропробоя более 600 В. Полученные эмульсии (таблица 18) малочувствительны к пресной воде и имеют высокую глиноемкость. При введе-нии 30% глинопорошка и 20% воды повысилась вязкость, а электростабильность снизилась от 240-425 соответственно до 140 и 180 В.

Таблица 18 – Состав и свойства обратных эмульсий на основе "стойких эмульсий" Суторминского ЦПН

Состав композиции, % об.

ρ, к

г/м

3

η, м

Па∙

с

τ о, дП

а

СН

С1/

10 , дП

а

ПФ

, см3 /3

0 ми

н

УВ,

с

Отд

елен

ие

Угл

евод

ород

ной

сред

ы, %

об.

U, В

t всп,°

С

"Стойкая эмульсия" - 50 (ρ=856 кг/м3); Нефтенол НЗ – 4 (ρ=855 кг/м3); р-р СаС12 – 46 (товарный, ρ=1333 кг/м3);

1056/ 1079*

62 299 49/ 59

32 488/ 408

12 245/ 240

60

"Стойкая эмульсия" – 53; Нефтенол НЗ – 4; р-р СаС12 – 43

1054/ 1065*

50 234 22/ 29

34 300/ 268

10 290/ 240

64

"Стойкая эмульсия" – 57; Нефтенол НЗ – 4; р-р СаС12 - 39

1040/ 1049*

46 136 21/ 23**

36 188/ 176

12 425/ 300

70

Примечание – Плотность замерена при 20 °С: * после термостатирования при 60 °С в течение 24 ч; ** после термостатирования при 60 °С в течение 65 ч. Состав фильтрата у всех эмульсий состоял из уг-леводородной среды. Через дробь указаны параметры до и после термостатирования при 65 оС

Высокоэффективной интенсифицирующей технологией является гидрораз-

рыв пластов, но иногда мощности насосов не хватает или нормативные требова-ния не позволяют, либо характеристики применяемых жидкостей не позволяют провести качественную операцию. В этом случае можно произвести операцию догидоразрыва пластов (ДГРП), для чего подходит водонабухающий полимер (ВНП), имеющий и другие названия МЯРС-0,4 или Сверхабсорбент, представ-ляющий полусшитый полиакриламид.

Степень набухания ВНП в воде за 1ч достигала 250 %, за сутки 1180 % и за 19 сут – 4680 %. Выявлено, что уменьшение объема геля и структурно-реологических свойств набухшего полимера происходит в спирте, ацетоне и рас-творе NаСl плотностью 1140-1180 % практически мгновенно, а в соляной кислоте постепенно. Эту особенность можно использовать при восстановлении прони-цаемости ПЗП после проведения операции ДГРП.

При гидратации ВНП в ограниченном пространстве возникает высокое дав-ление. Так в опыте со склеенным и скрепленным хомутами половинками керна, в центре которого поместили образец ВНП, через 3 ч после нахождения в сосуде с водой образовалась трещина в 1,0-1,5 мм ниже склеенного шва на 4 мм и практи-

49

чески по всему периметру керна. Гель вытеснялся из трещины широкой лентой и через 14 ч весь сосуд (объемом 0,5 л) оказался заполненным сгустками ВНП.

Исследование кольматирующей способности ВНП показало, что его исполь-зование в товарной форме из-за больших размеров крупинок (иногда более 0,1 мм) для ликвидации водопроявлений или поглощений раствора возможно только при развитой системе крупных трещин или промытых каналов в горной породе. В опытах полимер останавливался на входе в модель пласта и в сшитом виде был в незначительных количествах.

В частично измельченном виде ВНП можно использовать после проведения ГРП. При догидроразрыве (повторной операции) ВНП также (как и проппант) вводят в гидрофобную жидкость – носитель и закачивают в скважину, после чего ее закрывают и оставляют под давлением. После многочасовой выдержки восста-навливают приемистость пласта путем установки в ПЗП ванны из спирта, ацето-на, высококонцентрированного солевого или солянокислотного растворов (либо их композиций) с добавками катионных и комплексных на их основе ПАВ. Мож-но также доставить на забой хлористый натрий в кристаллическом виде. При этом полимер конформируется, что позволит продавить облагороженный раствор в глубь пласта.

Менее трудоемкими технологическими операциями по интенсификации притока нефти и восстановления продуктивности скважин по сравнению с ГРП являются кислотные обработки. При проведении исследований 7-15 % ингибито-ра добавляли в углеводородную жидкость для создания адсорбционной пленки на металле (сталь марки «Д») и 1-2 % непосредственно в соляную кислоту. Больший ингибирующий эффект от катионоактивных азотсодержащих соединений был получен при комплексном подходе, когда реагент добавляли одновременно и в буферную жидкость и в кислотный раствор. Далее в следующем порядке по убы-вающей : пленочное покрытие из буферного раствора, кислотный раствор.

Наиболее эффективную ингибиторную защиту оказало адсорбционное по-крытие из кубовых остатков аминов (КОА) фракции С17 - С20. Ингибиторный эф-фект в зависимости от растворителя, температуры кислотной среды, типа кисло-ты (х. ч. или т. и.) и применяемого заводского ингибитора составил от 2,3 до 143,1. Несколько меньшей ингибиторной защитой (1,2-77,3) обладают реагенты ГИПХ-3, ГИПХ-3М, ГИПХ-4 и Коррексит -7798. Степень защиты металла добав-ками КОА возрастала с увеличением температуры и достигала максимума (95,5%) при 80 °С. Такая же зависимость отмечена и для реагентов СНПХ-6012 и Коррексит-7798.

При одной и той же концентрации соляной кислоты (12 %) в ацетонокислот-ной смеси скорость коррозии примерно в 2 раза ниже, чем в кислотном растворе. При покрытии металлических пластин 10 %-м раствором КОА на абсорбенте С-1 ингибиторный эффект в ацетонокислотной смеси увеличился еще в 8,0-9,4 раза, а степень ингибиторной защиты достигла 89,4 % при 60 °С. Из водорастворимых КПАВ высокую ингибиторную защиту кислотной коррозии металла проявил гидрофобизатор ИВВ-1. Некоторые результаты исследований солянокислотной коррозии металла труб нефтяного сортамента марки «Д» приведены в таблице 19.

50

Таблица 19 – Ингибирование коррозии стали НКТ при модифицировании кислотного раствора и буферной жидкости

Пленкообразующий раствор

Солянокислотный раствор

Скорость коррозии стали «Д», г/(м2.ч)

при температуре,° С 80 60 40 углево-

дород ингибирующая

добавка НСl,

% заводской

ингибитор ингибирующая

добавка - - 22 х. ч. - 862,2 - -

ДТ- - 22 х. ч. - 764,6 - - - - 22 х. ч. 0,5 % ГИПХ-3 50,5 - - - - 22 В-2, ПБ-5, КИ-1 0,5% ГИПХ-3 33,9 - -

ДТ 10 % ГИПХ-3 22 х. ч. - 49,1 - - ДТ 10 % ГИПХ-3 22 х. ч. 0,5 % ГИПХ-3 24,3 - - ДТ 10 % ГИПХ-3 12 КИ-1 0,5 % ГИПХ-3 6,9 - - - - 12 х. ч. - 484,4 129,6 32,5 - - 12 В-2, ПБ-5, КИ-1 - 64,3 20,2 5,0

ДТ 10 % ГИПХ-4 12 В-2, ПБ-5, КИ-1 - 4,1 2,2 0,6 ДТ 10 % ГИПХ-4 12 В-2, ПБ-5, КИ-1 1,0 % ГИПХ-4 3,7 2,0 0,5 - - 12 т. и. 1,0 % ГИПХ-6 46,9 - - - ГИПХ-6 12 т. и. - 16,3 - - - - 12 т. и. 1,0% ГИПХ-6Б 14,1 - - - ГИПХ–6Б 12 т. и. - 16,8 - -

ДТ 10 % АНП-2 12 х. ч. - 10,6 2,8 - ДТ 10 % АНП-2 22 КИ-1 1,0 % АНП-2 39,4 - - ДТ 10 % СНПХ-7212 12 В-2, ПБ-5, КИ-1 - 10,1 4,9 2,7 ДТ 10 % СНПХ-7212 12 В-2, ПБ-5, КИ-1 1,5 % СНПХ-

7212 8,5 - -

- СНПХ-6012 12 х. ч. - 8,1 2,3 - - СНПХ-6012 12 КИ-1 - 4,5 - -

ГФ 10 % КОА 12 х. ч. 0,05 % КОА 6,4 - - - - 12 х. ч. 2,0 % ИВВ -1 25,3 7,1 1,0 - - 12 В-2, ПБ-5, КИ-1 2,0 % ИВВ -1 23,1 6,9 - - - 12 т. и. 1,0 % ПКД-515 49,9 - - - ПКД-515 12 т. и. - 36,9 - - - - 12 т. и. 1,0 % ПКД-15Н 39,3 - -

Кроме того, добавки КПАВ в кислотные растворы приводили к существен-

ному снижению поверхностного натяжения. Так, даже в отработанных кислотных растворах 12% -й НСl (х. ч.) межфазное натяжение на границе с керосином при введении 1 и 2 % ИВВ-1 соответственно составило, мН/м: 35,1; 2,3; 0,5.

Исследования ингибирующих свойств в сероводородных средах проводили в основном с четвертичными аммонийными солями (ЧАС). Наивысшую эффектив-ность показали образцы ЧАС, содержащие гетероатомы электронно-акцепторного характера, в частности соединения ЧАС-1, ЧАС-9, гидрофобизатор ИВВ-1 и гидразекс (алкилдиметилгидразинийхлорид), полученный из конверси-онного сырья. У выявленной и синтезированной группы химпродуктов ингиби-торная защита углеродистой стали 70С2ХА (σв~160 кг/мм2) на уровне или лучше отечественных и зарубежных ингибиторов (ИФХАНГАЗ, Нефтехим-3, Коррек-сит-7802, Травис С, СК-378). Скорость коррозии составляла при наличии 50-1500

51

мг/л Н2S до 0,050-0,002 мм/год, при степени наводороживания всего 0,1-0,2 см3 водорода/100 г металла (в фоновом растворе 8 см3 Н/100 г Me). С наиболее эф-фективным из отечественных ингибиторов сероводородной коррозии реагентом ИФХАНГАЗ ингибиторная защита при концентрации 20 мг/л составила 69-83 % и от наводороживании стали 95-97 % при 5-500 мг/л Н2S. У выявленной группы ингибиторов защитный эффект от сероводородной коррозии стали составил 59-98 % (причем, чем выше концентрация сероводорода, тем выше была степень защи-ты), а от наводороживания стали 94-97 %. Примерно на таком же высоком уровне были получены результаты при исследовании продуктов, полученных из эконо-мически рентабельного сырья, в частности из 1,2-дихлорпропана (ЧАС-33, ЧАС-34) и из 1,2-дихлорпропена-1 (ЧАС-30, ЧАС-31).

Исследование эффективности антикоррозионной защиты труб нефтяного сортамента реагентами ИВВ-1 и гидразекса проводили в пластовых водах Запад-но-Сарымского и Тевлино-Русскинского месторождений.

Скорость коррозии при нормальной температуре в статических условиях и в присутствии кислорода составила ~ 0,2 г/(м2∙ч), а с перемешиванием раствора увеличилась до 1,0-1,2 г/(м2∙ч) При добавлении в кислородсодержащую среду даже небольших концентраций сероводорода (~0,2 мг/л) скорость коррозии уве-личилась до 1,7-1,8 г/ (м2∙ч). В пластовых водах (в присутствии кислорода) защи-та от коррозии трубных сталей известными ингибиторами (Кемеликс-1104 и Ам-фикор) практически отсутствовала, а в присутствии 20 мг/л ИВВ-1 и 50 мг/л гид-разекса ингибиторная защита составила соответственно 28 и 32%. Однако с появ-лением в этих водах сероводорода (например, биогенного происхождения на уровне 30-50 мг/л скорость коррозии снизилась до 0,11-0,15 г/ (м2∙ч) и ингиби-торная защита реагентами ИВВ-1 и гидразекс достигала 88-92 %. При этом, чем выше содержание сероводорода и ингибиторов, тем выше степень защиты. При отсутствии даже следов кислорода в пластовых водах ингибиторная защита реа-гентом ИВВ-1 и гидразекс достигала 90 %-го уровня и при меньшем содержании сероводорода (5-20 мг/л).

Для проведения обработок призабойных зон с целью удаления АСПО и гид-рофобизации ПЗП исследовали смесь фракций углеводородов (СФУ, ШФЛУ, ГК) в композиции с диспергатором парафиноотложений Trav-Spens TX-1907, де-эмульгатором Кемеликс 3450, Кемеликс 3440Х, ИПС и СНПХ-6012. Исходя из принципа получения составов многопланового действия и данных поверхностно-го натяжения жидкостей целесообразно проводить обработки трехкомпонентны-ми составами (таблица 20). Таблица 20 – Межфазное натяжение углеводородной жидкости на границе с дистиллированной водой

Жидкость σ, мН/м Жидкость σ, мН/м 1. СФУ 53-56 5. п. 4 +0,1 % Кемеликс 3440Х 5,29 2. СФУ + 0,1 % ТХ-1907 10,74 6. СФУ + 0,1 % Кемеликс 3440Х 5,81 3. п. 2 + 0,1 % Кемеликс 3450 3,58 7. п. 4 + 0,1 % СНПХ-6012 14,64 4. СФУ + ИПС (9:1) 5,29 8. СФУ + 0,1 % СНПХ-6012 17,16

Перечислим разработанные на уровне изобретения технические средства.

Для осуществления плавного пуска при освоении скважин (с помощью компрес-

52

сора) путем создания многократного ступенчатого снижения давления на продук-тивный пласт разработано новое устройство, включающее подземное и наземное оборудование. Для восстановления проницаемости ПЗП и интенсификации при-тока нефти разработан наконечник на НКТ, одновременно генерирующий высо-кочастотные и низкочастотные импульсы гидравлических давлений. Для разде-ления воды и углеводородной жидкости в отработанных эмульсиях без твердой фазы предлагается устройство с влагоотделительным пакетом из олеофильных (пеноникелевых) пористо-ячеистых и гидрофильных (полимерных) материалов. Это устройство можно также применять для гашения пены в аэрированных жид-костях. Для получения ингибитора сероводородной и кислотной коррозии в не-посредственной близости от потребителя разработана мобильная установка для синтеза ПАВ (минизавод).

5 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕМОНТНО-

ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ

В процессе хранения химпродуктов для ремонтно-восстановительных работ в суровых условиях Западной Сибири существенно изменяются их свойства, тем более при длительном хранении (у просроченных химических веществ). По-скольку стоимость химреагентов и расходы на доставку их в удаленные регионы значительны, то важно определить возможность применения даже известного конкретного химпродукта для проведения технологической операции и провести корректировку прилагаемой инструкции по применению химических соединений.

При проведении входного контроля просроченного продукта 119-204 было установлено чрезвычайно малое время гелеобразования – 1 мин 8 с. В качестве рабочей гипотезы рассматривался вероятностный механизм замедления процесса гелеобразования продукта 119-204 при понижении концентрации гидролизуемого хлора, например, в процессе растворения в спиртах, нефтепродуктах, органиче-ских растворителях. Для этих целей исследовали смеси продукта 119-204 с ИПС, составом ЭРА, дизельным топливом, СФУ и ацетоном. При использовании диз-топлива и СФУ гель образовывался рыхлый. При применении ИПС и состава ЭРА в соотношении 1:1 и 1:3 были получены композиции с удовлетворительны-ми свойствами при условии незначительного разбавления водой (до 5-20 %).

В опытах, проведенных при 40 и 50 °С с разбавлением водой до 5-40 % об., достаточное для практического применения замедление процесса гелеобразова-ния продукта 119-204 происходило в смеси с ацетоном (1:1-1:3). При введении 5% воды образовывался желеобразный гель, при 20% - мягкий, а при 40% - упру-гий. Замедление процесса гелеобразования (примерно до 1,0-3,5 ч) достигнуто понижением концентрации активного хлора кремнийорганического соединения из-за возможного замещения кислорода карбонильной группы кетона на актив-ный хлор кремнийорганического вещества. Для усиления селективности метода наиболее предпочтительно использование в качестве буферной жидкости также ацетона.

Водонефтерастворимой отверждающейся композицией является гидрофоб-ный тампонажный материал ГТМ-3 на основе алкилрезорциновой эпоксифеноль-

53

ной смолы (АЭФС) и отвердителя полиэтиленполиамина (ПЭПА). Ввиду отсут-ствия непросроченного ПЭПА была исследована возможность использования другого отвердителя ОЖ-1, представляющего собой раствор в формалине КМЦ, уротропина, диэтиленгликоля и др. добавок. При увеличении температуры от 40 до 80 °С количество отвердителя ОЖ-1 можно уменьшить с 15 до 4-6 % с сохра-нением качества полученной упругой массы. Оптимальная концентрация ОЖ-1 при 85 °С составляет 2%. Минимальное необходимое технологическое время до затвердения состава (равное 2-3 ч) при температуре 80 °С может быть достигнуто при 3-4 % ОЖ-1, а при 60 °С – при 7-8 %.

При нанесении на металл нефти, керосина и смазок ГС-1, Р-416 адгезия по-лученной композиции практически отсутствует. Но с уплотнительным составом УС-1 композиция АЭФС + ОЖ-1 – образовывала прочное соединение. Достаточ-но велика степень адгезии композиции с естественным керном и цементным кам-нем, в т. ч. полученным из гельцемента. После взаимодействия композиции при 80 °С с глинистой коркой толщиной 1,0-1,5 мм через 24 ч получилась резинопо-добная масса (видимо, новое соединение) с высокой степенью адгезии, способное выдержать существенные перепады давления. Прочность на изгиб затвердевших образцов из композиции АЭФС + ОЖ-1 через 2 сут составляла 5,5-6,0 МПа, а, например, для сравнения из смолы ФР-101Т и ОЖ-1с добавкой наполнителя Ке-роген-70 всего 3-4 МПа.

Наиболее приемлемыми в качестве буферных жидкостей являются углево-дородные жидкости (керосин, дизтопливо, безводная нефть). При контакте с во-дой происходила коагуляция смолы. При смешении композиции с ацетоном там-понажный материал получался некачественным. После использования в качестве буферного раствора хлористого кальция с плотностью соответствующей компо-зиции невозможно исключить налипание смолы на трубах, поэтому для отмыва потребуется закачка второй (верхней) порции ацетона.

При исследовании некондиционного водорастворимого тампонажного одно-компонентного кремнийорганического состава ВТОКС установлено, что пробы неоднородны, а время гелеобразования составляло около 100 мин. Для стабили-зации реагента добавили 9% воды в товарный ВТОКС и перемешали. Данный со-став не замерзал в течение 16 ч при минус 20-25 °С. Время гелеобразования сме-си с компонентами , предварительно нагретыми до 80 °С и в последующем тер-мостатированной также при 80 °С, составило 3 ч 30 мин, а в контрольной смеси, приготовленной при нормальной температуре и протермостатированной – 4 ч 30 мин. При нормальной температуре образование геля произошло через 21 сут. Особенностью являлось то, что время гелеобразования при 80°С рабочей смеси ВТОКС + 9 % Н2О при суммарном содержании воды до 25-40 % об. вначале уменьшалось с 4 ч 30 мин примерно до 1,5 ч, при этом сохранялась способность к образованию твердого геля во всем объеме. Затем при дальнейшем увеличении концентрации воды в смеси отмечалось выпадение осадка и вновь увеличение времени образования геля, которое при общем содержании 70 % воды примерно соответствовало исходному – при 9 % воды. Изучение других свежих партий реа-гента ВТОКС показало, что эта зависимость сохраняется, но естественно при лучших значениях (более высоких) сроков гелеобразования > 2 ч 45 мин и ранне-

54

го появления ямы на графике в районе 15-25 % воды. Управлять временем обра-зования геля при высоких температурах (более 60 °С) можно также добавляя в рабочую смесь раствор хлористого кальция. Этот технологический прием позво-лит создать изолирующий тампон не только в зоне непосредственного контакта реагента с водой в коллекторе с образованием пленок полимера, а во всем зака-чиваемом объеме.

Наилучшим вариантом для использования в качестве буферной жидкости является ацетон. При его отсутствии альтернативным вариантом является ис-пользование спиртосодержащего состава ЭРА, представляющего собой смесь от-работанного растворителя производства ТПМ-2 полимера с неонолом АФ9-6.

Исследование фильтрационных характеристик после прокачки рецептур с реагентом ВТОКС на установке УИПК через керн Сугмутского месторождения показало, что подвижность - k/µ (проницаемость керна деленная на вязкость про-качиваемой жидкости) керна по воде уменьшилась в 30 раз. Изучение срезов кер-на показало, что ВТОКС проник только в крупные каналы. Поэтому целесообраз-но производить комбинированные закачки ВТОКС со смолами.

Стендовые испытания (при температурах до 80 °С) герметизирующих ком-позиций и смазок проводили на разработанном и изготовленном стенде с модель-ным негерметичным резьбовым соединением (НГРС). Закачивали жидкости и растворы в порядке повышения вязкости: техводу, ФР-101Т + ОЖ-1, АЭФС + ОЖ-1, цементный раствор. Последний проник на 2-3 нитки и спрессовался (в дальнейшем прокачивался фильтрат), но после разбора резьбового соединения трескался и рассыпался от легкого прикосновения. Следовательно, в данном слу-чае частицы цементного раствора неэффективны, поскольку механизм их дейст-вия оказался сопоставимым с обычной инертной кольматирующей добавкой. По результатам стендовых исследований наиболее оптимальной композицией явля-ется смола АЭФС с отвердителем ОЖ-1 и наполнителем Кероген-70. Последний в композиции практически не осаждался. При повышении температуры вязкость смолы АЭФС снизилась и при 40-50 °С по своим свойства была близка к ФР-101Т. При наличии следов смазки происходило ее обезжиривание и новый состав ГТМ-3 (АЭФС + 2-15% ОЖ-1) создавал достаточную адгезию. Необходимо отме-тить, что после применения данного состава резьбовое соединение не разворачи-валось.

Провели также исследования на стенде с солидолом и отечественными смаз-ками на жировой (Р-416) и синтетической (ГС-1) основе, в т. ч. с добавками (8,2-14,0 %) порошкообразного состава П-10Д с размером частиц 0,1-1,0 мм. Пре-дельное давление разгерметизации резьбового соединения при наличии добавки П-10Д при нормальной температуре кратно увеличилось, а при повышенной тем-пературе - почти на порядок. Так при температуре 75 °С и оптимальном соотно-шении со смазкой Р-416, равным 9:1, увеличилось в 9,7 раза, со смазкой ГС-1 (7:1) – в 3 раза, а с солидолом (6:1) – в 2,3 раза.

К селективным составам для изоляции водопритоков относится композиция на основе полиуретанов. В ее состав входит Поропласт-плюс А-3017 и 5-25 % об. углеводородной добавки для регулирования сроков начала и конца полимериза-ции, вязкости и степени адгезии к металлу обсадных труб и горной породе. При

55

разбавлении состава с водой происходит реакция полимеризации с выделением углекислого газа, поэтому при закачке композиции в скважину применяют верх-нюю и нижнюю буферные безводные жидкости (например, ацетон, метиленхло-рид или обезвоженную нефтью). Для протекания реакции полимеризации во всем объеме полиуретана предложено непосредственно перед закачкой композиции полиуретана ввести несколько процентов раствора хлористого кальция.

Основными уточненными для Ноябрьского региона Западной Сибири кри-териями для составления рекомендаций по выбору типов усовершенствованных и разработанных композиций и технологии РИР, в т. ч. щадящего способа пере-стрела пласта были приняты параметры: толщина перемычки между водоносны-ми и нефтеносными горизонтами (h= 5 м), перепад давления приходящийся на 1 м между изолируемыми горизонтами (Р=2 МПа), удельная приемистость (< 10, 10-30, > 30 м3/сут/МПа).

6 ПРОМЫШЛЕННАЯ АПРОБАЦИЯ И ВНЕДРЕНИЕ РАЗРАБОТОК,

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ На скв. 2384 Суторминского месторождения для вскрытия продуктивных

пластов при бурении под потайную колонну с отбором керна применили соляро-битумный раствор, утяжеленный баритом. В связи с тем, что возникали осложне-ния в поддержании плотности РУО (из-за осаждения барита после неконтроли-руемого поступления в него воды) в последующем данную углеводородную ос-нову использовали при отборе керна на скв. 725 Вынгапуровского месторожде-ния. Но в данном случае впервые произвели утяжеление РУО портландцементом. Регулирование структурно-реологических свойств осуществляли добавками сульфонола, эмультала и битумного концентрата (окисленный битум в дизельном топливе). Несмотря на присутствие в углеводородной основе до 22% воды схва-тывания с превращением в цементный камень и осаждения частиц портландце-мента не произошло.

В дальнейшем на скв. 1065 Муравленковского, скв. 600 Вынгаяхинского и скв. 528 Ново-Пурпейского месторождений приготавливали РУО с содержанием до 2% воды из исходных компонентов, т. е. на основе битумного концентрата с добавками химреагентов с последующим утяжелением портландцементом до плотности 1050-1080 кг/м3. Ввиду высокой седиментационной устойчивости РУО осложнений и аварийных ситуаций из-за раствора не возникали. На скважинах был отобран высококачественный керн, по которому выполнен подсчет и уточ-нение запасов углеводородов. На скв. 725 был получен промышленный приток безводной нефти, а на скв. 6000 при испытании комплектом КИИ-95 – также 24 м3/сут необводненной продукции. На практике определены границы применимо-сти соляро-битумного раствора, утяжеленного портланцементом, с параметрами: при 10-20 °С – УВ > 1000 с, СНС1/10 = (5-10)/ (10-20) дПа; при 70-80 °С – УВ = 100-300 с, СНС1/10= (10-20)/ (40-80) дПа.

Инвертно-эмульсионный раствор на основе эмульгатора из таллового масла и ГКЖ-10(11) в соотношении 1,0:0,4 впервые применили при бурении скв. 3297 Крайнего месторождения. При освоении скважины получили приток нефти с де-

56

битом 27 т/сут. На скв. 2111 и 2112 Вынгаяхинского месторождения использова-ли эмульсию на основе эмульгатора Нефтенол НЗ, "стойкой эмульсии" и раствора СаСl2. Регулирование свойств эмульсии в процессе приготовления и бурения скважин осуществляли также добавками ГКЖ-10(11), бентопорошка и утяжели-теля – железорудного концентрата (ЖРК-2). В процессе первичного вскрытия продуктивных пластов в течение недели осложнений, связанных с качеством ин-вертных эмульсий, не произошло. Отобранные по-окончании бурения пробы, хранившиеся в течение месяца, не разложились. Усовершенствованные инвертно-эмульсионные растворы с регулируемыми свойствами на основе эмульгатора Нефтенол НЗ, дизельного топлива и раствора хлористого кальция прошли ус-пешные испытания при глушении скв. 633 Западно-Ноябрьского и скв. 328 Сред-не-Итурского месторождения. Промышленные испытания по утяжелению эмуль-сионного раствора «Vеrsaclean» карбонатной добавкой СаСО3fine и гематитом проведены на скв. 3444 Новогоднего месторождения.

Впервые испытания реагента ГИПХ-3 при первичном вскрытии нефтяных пластов (БС) проведены на 12 скважинах Суторминского, Крайнего и Карамов-ского месторождений. Ингибитор-флокулянт ГИПХ-3 вводили в раствор при глубинах скважин более 2500 м в количестве 0,1-0,3 % от объема раствора. При комплексном химико-механической технологии очистки буровых растворов плотность уменьшилась от 1155-1230 до 1110-1167 кг/м3, глинистая фаза - от 20,90-33,88 до 15,98-30,56 %, а коллоидная фаза – от 1,98-2,91 % до необходимых величин 1,49-1,90 %. При этом буровой раствор, обработанный нефтью, обычно грязно-серого цвета приобретал светло-серый вид. В процессе высокооборотного режима турбинного бурения проходка на долото увеличилась на 55 %, механиче-ская скорость бурения – на 18 %. В процессе бурения высокомоментными турбо-бурами и низкооборотными долотами hд увеличилась на 22-42 %, а Vм – на 28-79 %. При аналогичном уменьшении Ск без применения КПАВ данные параметры ранее уменьшались соответственно только на 20 и 10 %. Следовательно, данное улучшение показателей бурения с использованием ГИПХ свидетельствует о про-явлении других положительных эффектов, присущих ПАВ (адсорбционное по-нижение прочности горной породы при проникновении в нее фильтрата, усиле-ние противостояния износу долота). Применение катионного ПАВ – ГИПХ-3 в процессе бурения на протяжении 1-5 долблений привело к снижению себестои-мости 1м проходки на 0,5-1,5 %.

Показатель ингибирования И фильтратов ЕГР до введения ингибитора ГИПХ-3 находился в пределах 63,2-74,2 %, а после обработок повышался до 76,3-87,9 %. Показатель увлажняющей способности У фильтратов уменьшился с 14,2-18,4 до 8,5-12,7 ед. Поверхностное натяжение σ фильтратов буровых растворов понизилось от 25,1-27,5 мН/м до 10,0-14,0 мН/м. Позитивное улучшение качест-венных показателей фильтратов сказалось на полученных фактических дебитах скважин, которые соответствовали плановыми и превышали до 49 %. Удельные дебиты на экспериментальных скважинах были на уровне лучших базовых сква-жин и до полутора раз выше. Освоение опытных скважин происходило в уста-новленные сроки, в сравнении с базовыми скважинами до 2-3 раз быстрее. Доста-точно высокие результаты освоения скважин обусловлены еще и тем, что на 7

57

скважинах Суторминского месторождения дополнительно провели кумулятив-ную перфорацию на облагороженной реагентом ГИПХ-3 (0,3-0,5 %) технической воде.

Опытное бурение скважин с применением ингибитора-флокулянта ГИПХ-3 и рыбожировой смазочной добавки было проведено на 13 скважинах Дружного месторождения при глубинах ниже 1900 м. При введении 130-240 л реагента (на скважину) плотность промывочной жидкости снижалась на 30-50 кг/м3. Эконо-мический эффект только за счет повышения показателей бурения составил 52723 руб.

Опробывание технологии первичного вскрытия продуктивных пластов с применением ингибитора-флокулянта ИВВ-1 впервые осуществили на скв. 2128 Суторминского месторождения. Затем ИВВ-1 использовали при вскрытии пла-стов на Верхне-Пурпейском, Ново-Пурпейском, Северо-Варьеганском, Северо-Хохряковском, Тагринском, Сугмутском, Средне-Итурском и др. месторождени-ях Западной Сибири. При введении в буровом раствор 0,1-0,2 % ИВВ-1 p - сни-жалась на 10-20 кг/м3, Ск – на 0,1-0,4 % (до приемлемых величин 1,6-2,0 %), σ – на 5-6 мН/м (до 11,6-13,0 мН/м). Показатель И фильтратов обработанных раство-ров превышал 90 %. На Сугмутском месторождении две скважины дополнитель-но проперфорировали также на облагороженном растворе СаСl2 + 0,3% ИВВ-1. Как следствие удельные дебиты нефти на экспериментальных скважинах с сопос-тавимыми геологическими условиями были порой в 2 раза выше, чем на базовых скважинах.

Результаты вторичного вскрытия с применением ИВВ-1 на 2 скважинах Таг-ринского месторождения со сниженными пластовыми давлениями показали пре-имущество перфорационной жидкости – раствора СаСl2 +0,8% ИВВ-1 над тради-ционно применяемой нефтью. Опытные скважины в 5-8 раз быстрее набирали статическое давление. На 3 фонтанных скважинах преимущество улучшенной ре-цептуры перфорационной жидкости сказалось на ускорении очистки ПЗП и по-вышении устьевых давлений от 1,8-2,2 на базовых до 3,0-3,4 МПа на опытных скважинах.

Комплексная и последовательная обработка буровых растворов и перфора-ционных жидкостей (раствор СаСl2) добавкой 0,3 % СНПХ-6012 проведена на 6 скважинах Суторминского и Муравленковского месторождений. Причем при первичном вскрытии продуктивных пластов использовали вихревой двухсопло-вый кольмататор. Совместное действие ингибитора СНПХ-6012 с кольмататором привело к нормализации ствола скважины - уменьшению коэффициента кавер-нозности от 1,3 на базовых до 1,0-1,1 на опытных скважинах. На эксперименталь-ных скважинах быстрее происходила очистка ПЗП и на 2-3 мес. раньше набирал-ся максимальный дебит. Так средние дебиты за 6 мес. эксплуатации опытных скважин Суторминского месторождения оказались на 23 % больше, а удельные дебиты в 2 раза выше, соответствующих показателей на базовых скважинах. При этом обводненность последних росла и к концу первого полугодия достигла ~ 25 %, а на экспериментальных скважинах обводненность продукции оставалась не-существенной. Обводненность нефти на опытных скважинах Муравленковского месторождения не превышала 12 %, а средние значения на базовых скважинах

58

достигали 62 %. Повышение качества вскрытия пластов позволило повысить на-чальные дебиты на18-80 %, а начальные удельные дебиты на 163 %.

Если разграничить скважины по группам с относительно равными геологи-ческими условиями с учетом показателя αпс , то преимущество опытных скважин Суторминского месторождения еще более значительно. В скважинах с αпс >0,65 удельные дебиты оказались в 2,42 раза выше, а при αпс< 0,65 в 1,43 раза больше, чем в сравниваемых. В результате проведения дополнительных работ на экспери-ментальных скважинах произошло увеличение затрат на строительство скважин на 1,5-2,0 %, но в то же время полученная средняя дополнительная добыча нефти даже за первый месяц эксплуатации скважин составила 135 т, что в стоимостном выражении в 2,7 раза превышало произведенные дополнительные затраты. Полу-ченная дополнительная добыча нефти является прибылью.

Испытание щадящей точечной гидроперфорации на малоабразивном нараба-тываемом буровом растворе нормальной плотности привели на скважинах Су-торминского и Западно-Ноябрьского месторождениях. Всего 7 операций, в т. ч. на 5 повторных после ремонтно-изоляционных работ, а на 2 скважинах первичные. При первичной гидроперфорации в буровой раствор добавляли 0,05-0,07 % КПАВ (ИВВ-1, ГИПХ-3). Проведение гидроперфорации после РИР позволило восстановить гидравлическую связь скважинного пространства с пластом, тогда как после проведения кумулятивной перфорации это не удавалось. При проведе-нии первичной гидроперфорации скважин с перемычками аргиллитов между во-доносными и нефтеносными горизонтами всего 1-5 м получали сравнительно вы-сокие дебиты безводной нефти. Проведенные расчеты показали, что затраты на проведение кумулятивной перфорации примерно на 20 % меньше, чем на гидро-перфорацию. В тоже время после кумулятивной перфорации часто выполнялись операции по изоляции водопритоков, стоимость которых в 4,5 раза превышала стоимость кумулятивной перфорации.

Промысловые испытания гидрофобных пенообразующих композиций были проведены при освоении скв. 371 Средне-Итурского и скв. 583 Умсейского ме-сторождений. Работы признаны успешными.

Промысловые испытания гидрофобизатора при кислотных обработках (12 % НСl + 2 % ИВВ-1) призабойных зон провели на 19 скважинах и при глушении (раствором NаСl +1 % ИВВ-1) на 6 скважинах Суторминского месторождения. Успешность СКО повысилась до 70-75 %, а глушения скважин-до 80-90 %. После СКО дебиты нефти иногда повышались на 20 т/сут, а обводненность снижалась на 40 %, в 2 раза сокращались сроки вывода скважин на режим. Четыре скважины были выведены из бездействующего фонда. После глушения скважин дебиты по-рой увеличивались на 9-33 т/сут (47,8-78,6 %), а обводненность уменьшалась на 2-17 %.

Кроме того, были проведены опытные работы по глушению на 15 скважинах Холмогорского и 15 скважинах Карамовского месторождений на растворе NаСl + 1 % ИВВ-1. Успешность работ повысилась на 10-15 % и составила 85-90 %. В ря-де случаев повышались дебиты нефти на 1-20 т/сут (7-80 %) и снижалась обвод-ненность продукции на 3-9 %. Необходимо отметить, что в тех случаях когда об-водненность продукции скважин до глушения превышала 30-40 %, то после глу-

59

шения она сохранялась, либо имела тенденцию к повышению. А в тех случаях, когда исходная обводненность была менее 30-40 %, то после операции глушения она сохранялась или прослеживалась тенденция к уменьшению.

Промысловые испытания комплексной технологии кислотных обработок с промывкой ствола скважин с высокими пескоудерживающими свойствами, уста-новкой СКВ, повторной промывки и проведения СКО или ГКО, причем предва-рительной закачкой перед и после кислотными составами буферных жидкостей – 0,5 м3 СНПХ-6012, с дальней продавкой продуктов реакции слабокислотным рас-твором ПАВ в вглубь пласта осуществили на 23 скважинах Суторминского, Му-равленковского, Крайнего, Карамовского, Холмогорского и Пограничного место-рождений. Введение в раствор NаСl (плотностью 1160 кг/м3) 2 % КМЦ позволило при промывках увеличить на 21 % объем выносимых с забоя частиц размером бо-лее 0,1 мм и почти в 15 раз больше вымыть из скважины соединений железа (с 1,92 до 28,40 %). Успешность комплекса работ, проведенных в добывающих скважинах, составила 80 %, а в нагнетательных – 100 %. В добывающих скважи-нах дебиты повышались на 0,2-24,0 т/сут, обводненность в большинстве случаев оставалась прежней или уменьшалась на 22-50 %. В опытных скважинах по срав-нению с базовыми скважинами без применения СНПХ-6012 отмечалась в не-сколько раз большая концентрация кислоты в отработанных растворах, в то же время и меньше содержание полуторных окислов железа, а также на порядок меньшая скорость коррозии установленных контрольных образцов металла.

Наиболее широкое распространение получили технологии глушения и по-вторной перфорации скважин, а также кислотные обработки ПЗП с применением гидрофобизатора ИВВ-1. В период с 1992 по 2007 гг. на месторождениях Ноябрь-ского нефтегазового региона было проведено 3188 обработок, при этом дополни-тельная добыча нефти составила более 2,3 млн т. При цене за 1 баррель 70 долла-ров полученный эффект в стоимостном выражении составил более 1млрд долла-ров США. При этом около 10-20 % прибыли приходится на модификацию техно-логических жидкостей гидрофобизатором ИВВ-1.

Промыслово-экспериментальные работы по удалению АСПО с подземного оборудования и ПЗП провели на 19 скважинах Вынгапуровского, Суторминского и Карамовского месторождений. В данном случае для растворения АСПО исполь-зовали не привозные химпродукты, а местное сырье - СФУ. Все обработки, как в фонтанных скважинах, так и оборудованиях глубинными насосами оказались ус-пешными, причем 2 скважины были введены в эксплуатацию после длительного простоя, т. к. до этого другие методы, включая тепловые, окончились безрезуль-татно. Стоимость местного растворителя с учетом транспортных расходов была кратно и даже на порядок меньше завозных растворителей (например, ГФ и ЭФБ).

Промысловые испытания композиции АЭФС + 7% ОЖ-1 провели на скв. 1101 Муравленковского месторождения для изоляции негерметичности обсадной колонны на глубине 2076 м с температурой в этой зоне плюс 63 °С. До и после композиции закачивали порции ацетона. При опрессовке эксплуатационной ко-лонны после операции повторной герметизации снижения давления не происхо-дило.

60

Испытания композиций при ремонтно-изоляционных работах проводили на 13 скважинах Суторминского, Западно-Суторминского, Западно-Ноябрьского, Муравленковского, Вынгаяхинского и Источного месторождений. Перед прове-дением РИР обычно выполняли кислотные обработки (СКО, ГКО) с добавлением (1 : 1) спиртосодержащего продукта (состав ЭРА, КОР-1) и 1% катионного ПАВ (ИВВ-1). Ликвидацию водоперетоков производили усовершенствованными со-ставами: гипан с гранулированным магнием, продукт 119-204, ВТОКС + Н2О. В большинстве случаев композиции закреплялись цементным раствором со смолой ФР-101Т путем оставления в скважине цементного стакана. По результатам ПГИ водоперетоки были полностью либо частично ликвидированы, что было доста-точно, т. к. все скважины после РИР запустили в работу. Скважины обводнялись не ранее, чем через полгода, дополнительная добыча нефти от проведения КРС на каждой скважине составляла сотни тонн.

Опытные работы по селективной изоляции водопритоков полиуретановой композицией провели на скв. 2661 Югомашевского месторождения. Скважина была выведена из бездействующего фонда и после изоляционных работ вышла с дебитом 5,3 т/сут нефти с обводненностью в 1%.

Промышленные испытания осадкообразующей композиции СТА + НТФ + СаСl2 провели при закачке в 2 нагнетательные скважины (пласт БС) Сутормин-ского месторождения при выравнивании профилей приемистости скважин. То об-стоятельство, что приемистость скважин уменьшилась в 1,6 раза, характеризует тампонирующие свойства разработанной композиции, которые могут быть ис-пользованы в процессе бурения при борьбе с поглощениями бурового раствора, а при прострелочно-взрывных работах для предупреждения неконтролируемого поглощения перфорационной жидкости.

ВЫВОДЫ

Обоснованы принципы и уточненные критерии, учитывающие горно-

геологические, физико-химические и технико-технологические факторы, для проектирования, проведения анализа и обработки результатов работ при заканчи-вании скважин, выданы рекомендации для Ноябрьской группы месторождений.

Уточнены и описаны механизмы влияния катионных ПАВ на флокуляцию, ингибирование набухания глин, адсорбцию на отрицательно заряженных поверх-ностях и происходящие при этом перемены, механизм диспергации глинистых материалов флотореагентом-оксаль, механизм формирования канала при гидро-перфорации, а также механизмы возникновения и герметизации заколонных пе-ретоков.

Разработаны три концепции комплексного, превентивного и системного применения катионоактивных азотсодержащих соединений во всех технологиче-ских жидкостях на завершающей стадии строительства скважин при одновремен-ном и последовательном выполнении до и после проведения основных техноло-гических операций комплекса сопутствующих подготовительных и/или заключи-тельных работ по восстановлению проницаемости терригенных коллекторов.

61

Разработаны, усовершенствованы и проверены на практике рецептуры утя-желенного портландцементом раствора на углеводородной основе с малым со-держанием воды и гидрофобно-эмульсионных растворов с различными типами эмульгаторов, утяжелителей и видами углеводородной жидкости. Установлена возможность применения амфолитного ПАВ – окиси амина в инвертных эмуль-сиях для повышения гидрофобизирующих свойств и регулирования вязкости эмульсии, в частности уменьшения при нормальных температурах и увеличения при повышенных – 60-95 оС. Разработан эмульгатор Синол-ЭМ. Предложено применять отстоявшиеся РУО в качестве смазочных добавок в солеустойчивых буровых растворах и противоприхватных ванн.

Разработаны и усовершенствованы методики и стенды для изучения свойств технологических растворов и их фильтратов, что позволило более полно рас-крыть влияние модифицирующих реагентов на качество вскрытия пласта-коллектора и выявить, ранее неизвестные, позитивные свойства у арсенала ка-тионоактивных веществ и других реагентов.

На основе управления расклинивающим капиллярным давлением и теории близкого взаимодействия поверхностей ДЛФО, обосновано и реализовано приме-нение катионных ПАВ в качестве флокулирующих, ингибирующих, поверхност-но-активных и гидрофобизирующих, деэмульгирующих и пенообразующих доба-вок в технологические жидкости для заканчивания скважин с терригенными и по-лимиктовыми коллекторами нефти, а также совместное применение КПАВ с дру-гими реагентами основного и специального назначений для усиления гидрофоби-зирующего эффекта и других положительных свойств фильтратов растворов.

Разработаны новые комплексные ПАВ на основе катионных и амфолитных, а также анионных и неионогенных составляющих для применения в нефтегазовой отрасли промышленности.

Разработаны противоприхватные ванны и безводные жидкости для перфора-ции и глушения скважин, состоящие из флотореагента-оксаль и катионного ПАВ, или комплексного реагента, включающего катионоактивное азотсодержащее со-единение, установлены оптимальные соотношения флотореагента-оксаль с зару-бежными смазочными добавками буровых растворов – Lube-167 и K-Lube, равное 1:3 и 1:1 соответственно.

Доказана применимость неутяжеленных естественных буровых растворов За-падной Сибири плотностью 1100-1200 кг/м3 для проведения одного цикла точеч-ной гидроперфорации в приемлемые для практики сроки (1,0-1,5 ч) с формирова-нием каналов достаточной протяженности (~ 0,3 м). Разработана усовершенство-ванная технология для гидроперфорации скважин на полимерглинистых буровых растворах с кислоторастворимыми добавками и комплекса последующих химиче-ских воздействий на призабойную зону спиртосолянокислотными и углеводород-ными жидкостями.

Предложены теоретические и аналитические решения новых способов обрат-ного цементирования эксплуатационных и потайных колонн в осложненных скважинах с зонами анамально-низких и аномально-высоких пластовых давлений.

Разработаны для вторичного вскрытия пластов и освоения скважин гидро-фобные пенообразующие композиции на пресной и минерализованной воде, а

62

также безводные жидкости из фильтрата технического пентаэритрита и смеси фракций углеводородов с улучшающими добавками реагентов.

Разработаны составы, образующие гелеобразные осадки на основе кремний-органических жидкостей ГКЖ-10(11) и соляной кислоты, соли NaCl технической аминированной , СаСl2 и НТФ в воде, а также аминированного хлористого натрия, селитры, НТФ и Торос в воде, при этом выявлено, что аморфные осадки из соста-ва метил-и этилсиликонатов натрия растворяются в щелочи - каустической соде, а из аминированного хлористого натрия - в соляной кислоте.

Обнаружены достаточные для использования в нефтегазодобывающей про-мышленности ингибирующие свойства у группы катионоактивных азотсодержа-щих соединений и комплексных ПАВ с катионной добавкой по защите металла в пресных и минерализованных водных, кислотных и сероводородсодержащих сре-дах, подобраны оптимальные условия применения данных ПАВ.

Усовершенствован состав гидрофобного тампонажного материала и улучше-ны свойства гидрофобных однокомпонентных кремнийорганических соединений, адаптированные при изоляции водопритоков на месторождениях Ноябрьского нефтегазового региона.

Доказана технико-технологическая и экономическая эффективность предло-женных технических решений при проведении около 150 опытно-промышленных исследований на скважинах и широком внедрении при более 3 тыс скважино-обработках за счет рациональной химизации технологических процессов в Запад-но-Сибирском нефтегазовом комплексе.

ЛИТЕРАТУРА

1. Петров Н.А. Катионоактивные ПАВ – эффективные ингибиторы в технологических

процессах нефтегазовой промышленности /Н.А. Петров, Б.С. Измухамбетов, Ф.А. Агзамов, Н.А. Ногаев; Под ред. Ф.А. Агзамова. - СПб.: Недра, 2004. - 408 с;

2. Петров Н.А. Повторная герметизация резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных скважин /Н.А. Петров, А.В. Кореняко, Ф.Н. Янгиров, О.И. Елизаров; Под ред проф. Г.В. Конесе-ва. - Уфа: Монография, 2005. - 88 с.

3. Петров Н.А. Ограничение притока воды в скважинах /Н.А. Петров, А.В. Кореняко, Ф.Н. Янгиров, А.И. Есипенко; Под ред. проф. Г.В. Конесева. - СПб.: ООО «Недра», 2005. - 130 с.

4. Петров Н.А. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков /Н.А. Петров, Д.Н. Идиятуллин, С.Г. Сафин, А.В. Валиуллин; Под ред. проф. Л.А.Алексеева. - М.: Химия, 2005. - 172 с.

5. Петров Н.А. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пла-стов /Н.А. Петров, В.Г. Султанов, И.Н. Давыдова, В.Г. Конесев; Под ред. проф. Г.В. Конесева. СПб.: ООО «Недра», 2007. - 544 с.

6. Петров Н.А. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах /Н.А. Петров, А.Я. Со-ловьев, В.Г. Султанов и др. - М.: Химия, 2008. - 440 с.

7. Петров Н.А. Синтез и подбор эффективных ингибиторов коррозии для защиты обору-дования и трубопроводов в сероводородных средах /Петров Н.А., Юрьев В.М., Еникеев Э.Х. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 34 с. – (Обзор. информ.).

8. Петров Н.А. Использование побочных продуктов газоперерабатывающих заводов За-падной Сибири в составе композиций при удалении АСПО и ОПЗ. /Петров Н.А., Есипенко А.И., Ветланд М.Л., Калашнев В.В. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 60 с. - (Обзор. информ.).

63

9. Петров Н.А. Точечная гидроперфорация скважин малоабразивными жидкостями /Пет-ров Н.А., Кореняко А.В., Струговец Е.Т., Селезнев А.Г. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 60 с. - (Обзор. информ.).

10. Петров Н.А. Совершенствование технологии солянокислотных и глинокислотных об-работок нефтяных и нагнетательных скважин /Петров Н.А., Селезнев А.Г., Есипенко А.И. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 96 с. – (Обзор. информ.).

11. Петров Н.А. Стабильные пенообразующие композиции для нефтегазодобывающей промышленности /Петров Н.А., Юрьев В.М., Селезнев А.Г. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 44 с. – (Обзор. информ.).

12. Петров Н.А. Химреагенты и материалы для буровых растворов /Петров Н.А., Сагдеев Ш.Х., Есипенко А.И. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - Ч. 1. 66 с. – Ч. 2. 72 с. - (Обзор. информ. в 2 ч.).

13. Петров Н.А. Комплексная технология строительства скважин с использованием гид-рофобизаторов в технологических жидкостях и высокочастотных технических средств для об-работки стенок скважин в компоновках колонн /Петров Н.А., Кореняко А.В., Есипенко А.И. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1997. 72 с. - (Обзор. информ.).

14. Петров Н.А. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрь-ского региона /Петров Н.А., Кореняко А.В., Типикин С.И. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1997. 68 с. – (Обзор. информ.).

15. Петров Н.А. Регулирование основных и специальных свойств буровых растворов / Петров Н.А., Сагдеев Ш.Х., Есипенко А.И. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1998. 32 с. - (Обзор. ин-форм.).

16. Петров Н.А. Глушение скважин водными растворами с добавкой ИВВ-1 /Петров Н.А., Есипенко А.И., Ветланд М.Л. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1993. Вып. 2. С. 15-18.

17. Кореняко А.В. Совершенствование техники и технологии гидравлической перфора-ции на месторождениях Западной Сибири /Кореняко А.В., Струговец Е.Т., Петров Н.А. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1993. Вып. 6-7. С. 24-27.

18. Сафин С.Г. Технология регулирования и ограничения водопритоков с использованием нового состава /Сафин С.Г., Калашнев В.В. …Петров Н.А. и др. // Нефтепромысловое дело: на-уч.-техн. журн. /ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 1. С.40 - 42.

19. Петров Н.А. Технологические жидкости для вторичного вскрытия продуктивных гори-зонтов / Петров Н.А., Есипенко А.И., Сафин С.Г. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 1. С. 43-45.

20. Муняев В.М. Исследования процессов флокулообразования в глинистых растворах при обработке реагентами АНП-2 и ГИПХ-3 /Муняев В.М., Петров Н.А., Давыдова И.Н. // Строи-тельство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 2. С. 4-8.

21. Кореняко А.В. Исследования совместимости комплекса технологических жидкостей, используемых при строительстве и освоении скважин, между собой и с пластовыми флюидам / Кореняко А.В., Есипенко А.И., Петров Н.А., Давыдова И.Н. // Строительство нефтяных и газо-вых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 2. С. 12-15.

22. Петров Н.А. Преимущества и недостатки гидропескоструйной перфорации, ее отли-чие от гидроперфорации и обоснование различных конструкций перфораторов // Строительст-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 2. С. 16-19.

23. Есипенко А.И. Анализ проб забойных отложений и продуктов реакции, отобранных из скважин до и после кислотных воздействий /Есипенко А.И., Петров Н.А. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 2. С. 15-18.

24. Петров Н.А. Влияние катионных ПАВ на технологические свойства буровых раство-ров /Петров Н.А., Муняев В.М. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на мо-ре: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 3. С. 23-26.

64

25. Петров Н.А. Технологические жидкости для гидропескоструйной перфорации /Петров Н.А., Есипенко А.И. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 3. С. 33-34.

26. Есипенко А.И. Основные источники поступления соединений железа в продуктивные пласты и накопления их на забое скважин /Есипенко А.И., Петров Н.А. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 3-4. С. 22-23.

27. Есипенко А.И. Промывочные жидкости, обеспечивающие вынос забойных отложений при обработках и капитальном ремонте скважин /Есипенко А.И., Петров Н.А. // Нефтепромы-словое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 7-8. С. 22 - 24.

28. Есипенко А.И. Комплексный подход к решению проблем кислотных обработок на ме-сторождениях Западной Сибири /Есипенко А.И., Петров Н.А., Калашнев В.В. // Нефтепромысло-вое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1995. Вып. 7. С. 28-32.

29. Есипенко А.И. Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздей-ствий на месторождениях АО «Ноябрьскнефтегаз» /Есипенко А.И., Калашнев В.В., Петров Н.А., Ветланд М.Л. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. /ВНИИОЭНГ. 1996. Вып. 5. С. 12-15.

30. Петров Н.А. Исследование эмульсий, предназначенных для повышения нефтеотдачи пластов /Петров Н.А., Ибрагимов А.Х. // Башкирский химический журнал: науч.-техн. журн. / Реактив. Уфа. 2005. Т.12, №4. С. 57-64.

31. Петров Н.А. Исследование применяемых в Западной Сибири понизитилей фильтрации цементных растворов /Петров Н.А., Давыдова И.Н., Акодис М.М. // История науки и техники: науч.-техн. журн. / Реактив. Уфа. 2005. №4. С. 101-106.

32. Петров Н.А. Перфорационные жидкости и технологии вторичного вскрытия продук-тивных пластов поисковых скважин Ноябрьского региона /Петров Н.А., Давыдова И.Н. // Ис-тория науки и техники: науч.-техн. журн. / Реактив. Уфа. 2006. №1. С. 110-112.

33. Петров Н.А. Исследование комплексных реагентов СНПХ-ПКД-515 и СНПХ-ПКД-515Н в качестве модифицирующих добавок в технологические жидкости нефтяной промыш-ленности /Петров Н.А., Давыдова И.Н., Акодис М.М. // Башкирский химический журнал: на-уч.-техн. журн. / Реактив. Уфа. 2006. Т. 13; №2. С. 34-42.

34. Петров Н.А. Применение катионных ПАВ - ГИПХ-6 и ГИПХ-6Б в процессах нефтяной промышленности /Петров Н.А., Давыдова И.Н., Акодис М.М. // Башкирский химический жур-нал: науч. техн. журн./ Реактив. Уфа. 2006. Т. 13; №2. С. 46-53.

35. Петров Н.А. Применение окиси аминов в технологических жидкостях при строительст-ве скважин /Петров Н.А., Давыдова И.Н., Акодис М.М. // Башкирский химический журнал: на-уч.-техн. журн./ Реактив. Уфа. 2006. Т. 13, №2. С. 69-76.

36. Петров Н.А. Отрицательные и положительные последствия обработки буровых рас-творов жидкостями ГКЖ-10 (11,11Н) /Петров Н.А., Конесев Г.В., Давыдова И.Н. // Нефтегазо-вое дело: электрон. науч.-техн. журн. / УГНТУ. Уфа, 2006. (11.09.06.) – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _2.pdf - (042060005 /075) -№4/94 от 27.02.2007.

37.Петров Н.А. Применение жидкостных ванн на основе Флотореганта-оксаль при ликви-дации прихватов бурильной колонны /Петров Н.А., Конесев Г. В, Кореняко А.В., Давыдова И.Н. // Нефтегазовое дело: электрон. науч.-техн. журн. / УГНТУ. Уфа, 2006. (12.09.06.) – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _3.pdf - (0420600005 /0074) - №4/94 от 27.02.2007.

38. Петров Н.А. Исследование оксалей в качестве комплексных реагентов для бурения и освоения скважин /Петров Н.А., Конесев Г. В, Кореняко А.В., Давыдова И.Н. // Нефтегазовое дело: электрон. науч.-техн. журн./УГНТУ. Уфа, 2006. (25.09.06.) – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _4.pdf - (0420600005 /0073) - №4/94 от 27.02.2007.

39. Кореняко А.В. Селективная изоляция водопритоков на скважинах полиуретановой композицией /Кореняко А.В., Лукьянов Ю.В., Петров Н.А. // Нефтегазовое дело: электрон. на-уч.-техн. журн. / УГНТУ. Уфа, 2006. (30.11.06.) – http: //www.ogbus.ru/authors/Koreniako A/Koreniako A_1.pdf.- (0420600005/0125) - 4/345 от 29.03.2007.

40. Петров Н.А. Обработка бурового раствора при бурении скважин с горизонтальным окончанием /Петров Н.А., Кореняко А.В., Давыдова И.Н.Комлева С.Ф.// Нефтегазовое дело:

65

электрон. науч.-техн. журн. /УГНТУ. Уфа, 2006. (03.01.07.) – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _6.pdf.

41. Петров Н.А. Повышение эффективности работ по удалению солепарафиновых отло-жений /Петров Н.А., Ногаев Н.А., Давыдова И.Н., Комлева С.Ф. // Нефтегазовое дело: элек-трон. науч.-техн. журн. / УГНТУ. Уфа, 2007. – (06.01.07.) – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _7.pdf.

42. Петров Н.А. Исследование реагента LUBE-167 в качестве смазочной добавки к буро-вым растворам /Петров Н.А., Конесев Г.В., Давыдова И.Н., Кореняко А.В. // Нефтегазовое де-ло: электрон. науч.-техн. журн. /УГНТУ. Уфа, 2007. (23.01.07.) – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _9.pdf.

43. Петров Н.А. Исследование зарубежных реагентов-гелеобразователей, используемых для приготовления жидкостей гидроразрыва /Петров Н.А., Давыдова И.Н., Комлева С.Ф. // Нефтегазовое дело: электрон. науч.-техн. журн. / УГНТУ. Уфа, 2007. (16.02.07.) – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _10.pdf.

44. Петров Н.А. Применение смазочной добавки K-LUBE в буровых растворах /Петров Н.А., Конесев Г.В., Давыдова И.Н., Акодис М.М.// Нефтегазовое дело: электрон. науч.-техн. журн. / УГНТУ. Уфа, 2007. (17.12.07.) – http://www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _13pdf.

45. Петров Н.А. Синтез анионных и катионных ПАВ для применения в нефтяной про-мышленности: учеб. пособие для вузов /Петров Н.А., Юрьев В.М., Хисаева А.И.// Нефтегазо-вое дело: электрон. науч.-техн. журн. / УГНТУ. Уфа, 2008. (19.06.08.) – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _14pdf. - 54 с.

46. Конесев Г.В. Использование оксалей при бурении скажин для установки противо-прихватных ванн / Конесев Г.В., Петров Н.А., Давыдова И.Н., Орлова А.Ю. // Нефтегазовое дело: науч.-техн. журн./УГНТУ. 2007. Т.5, №2. С. 35-40.

47. Петров Н.А. Концепция повышения качества заканчивания и капитального ремонта нефтегазовых скважин /Петров Н.А., Алексеев Л.А. // Управление качеством в нефтегазовом комплексе: науч.-техн. журн. / РГУ им. И.М.Губкина. М.: Изд-во «Нефть и газ», 2007. №4. С. 10-17.

48. Петров Н.А. Технологические растворы с водонабухающим полимером //Управление качеством в нефтегазовом комплексе: науч. техн. журн. / РГУ им. И.М.Губкина.- М.: Изд-во «Нефть и газ», 2008. №1. С. 56-59.

49. Петров Н.А. Теплоизоляционное покрытие на наружной поверхности НКТ для пре-дупреждения образования АСПО // Управление качеством в нефтегазовом комплексе: науч.-техн. журн. / РГУ им. И.М.Губкина. М.: Изд-во «Нефть и газ», 2008. №3. С. 45-49.

50. Петров Н.А. Исследование свойств бурового раствора и эффективности систем очист-ки в процессе проводки нефтяных скважин /Петров Н.А., Давыдова И.Н. // Нефтегазовое дело: науч.-техн. журн. / УГНТУ. 2008. Т.6, №2. С. 40-45.

51. А.с. 1624126 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/13. Способ цементирования потайной обсадной колонны /Петров Н.А., Левинсон Л.М. - № 4653083/03; Заявл. 22.02.89. Опубл. 30.01.91. Бюл. № 4. 4 с.

52. А.с. 1749445 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/14. Способ обратного цементирования обсадной колонны /Петров Н.А., Овчинников В.П. - № 4767604/03; Заявл. 11.12.89. Опубл. 23.07.92. Бюл. № 27. 8 с.

53. А.с. 1803534 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/14. Башмак обсадной колонны /Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., … Петров Н.А. - № 4815142/03; Заявл. 15.03.90. Опубл. 23.03.93. Бюл. № 11.

54. Пат. 2006498 РФ, МКИ5 С 09 к 7/02. Буровой раствор / Петров Н.А., Селезнев А.Г. - № 5023312/03; Заявл. 11.12.91. Опубл. 30.01.94. Бюл. № 2. 5 с.

55. Пат. 2042798 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/22. Жидкость глушения для ремонта скважин /Еси-пенко А.И., Сафин С.Г., Петров Н.А., Кореняко А.В.- № 93020975/03; Заявл. 23.04.93. Опубл. 27.08.95. Бюл. № 24. 6 с.

66

56. Пат. 2042807 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта /Есипенко А.И., Сафин С.Г., Петров Н.А. - № 93025231/03; Заявл. 11.05.93. Опубл. 27.08.95. Бюл. № 24. 7 с.

57. Пат. 2047336 РФ. МКИ6 В 01 F 5/14. Устройство для приготовления буровых и тампо-нажных растворов /Петров Н.А. -№ 5063640/26; Заявл. 29.09.92. Опубл. 10.11.95. Бюл. № 31. 5с.

58. Пат. 2049903 РФ. МКИ6 Е 21 В 7/08. Устройство для стабилизации ствола наклонной скважины при бурении забойным двигателем /Шенбергер В.М., Кузнецов Ю.С., … Петров Н.А. - № 5027297/03; Заявл. 18.02.92. Опубл. 10.12.95. Бюл. № 34. 5 с.

59. Пат. 2051941 РФ. МКИ6 С 09 К 3/00. Способ защиты от коррозии скважинного обору-дования /Петров Н.А., Есипенко А.И. - № 93034125/03; Заявл. 08.07.93. Опубл. 10.01.96. Бюл. № 1. 5 с.

60. Пат. 2054522 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/12. Гидравлический пакер /Петров Н.А., Зозуля Г.П. - № 92002053/03; Заявл. 21.10.92. Опубл. 20.02.96. Бюл. № 5. 6 с.

61. Пат. 2054525 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/13. Способ заканчивания скважин /Петров Н.А., Хаеров И.С., Ветланд М.Л. - № 5046284/03; Заявл. 08.06.92. Опубл. 20.02.96. Бюл. № 5. 7 с.

62. Пат. 2055147 РФ. МКИ6 Е 21 В 21/08, 43/00. Устройство для автоматического долива скважины жидкостью /Маликов Р.Т., Петров Н.А., Ветланд М.Л., Селезнев А.Г. - № 93044755/03; Заявл. 21.09.93. Опубл. 27.02.96. Бюл. № 6. 5 с.

63. Пат. 2057898 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/13. Способ заканчивания скважин /Петров Н.А., Са-гдеев Ш.Х. - № 93029454/03; Заявл. 15.06.93. Опубл. 10.04.96. Бюл. № 10. 5 с.

64. Пат. 2057909 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/11. Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта и устройство для его осуществления /Петров Н.А., Есипенко А.И., Кореняко А.В. и др. - № 93029103/03; Заявл. 08.06.93. Опубл. 10.04.96. Бюл. № 10. 7 с.

65. Пат. 2059057 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/13. Способ заканчивания скважин /Петров Н.А., Есипенко А.И., Кореняко А.В. и др.- № 93029047/03; Заявл. 10.06.93. Опубл. 27.04.96. Бюл. № 12. 7 с.

66. Пат. 2059788 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/13. Способ заканчивания нефтяных скважин /Петров Н.А., Сагдеев Ш.Х. - № 93029493/03; Заявл. 15.06.93. Опубл. 10.05.96. Бюл. № 13. 6 с.

67. Пат. 2061846 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/114. Гидравлический перфоратор /Петров Н.А.- № 92012193/03; Заявл. 21.12.92. Опубл. 10.06.96. Бюл. № 16. 7 с.

68. Пат. 2061849 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/114. Импульсный гидроперфоратор /Петров Н.А. - № 93050693/03; Заявл. 27.10.93. Опубл. 10.06.96. Бюл. № 16. 7 с.

69. Пат. 2061860 РФ. МКИ6 Е 21 в 43/27. Состав для кислотной обработки призабойной зо-ны пласта в эксплуатационной скважине /Петров Н.А., Есипенко А.И., Ветланд М.Л. - № 93032989/03; Заявл. 01.07.93. Опубл. 10.06.96. Бюл. № 16. 9 с.

70. Пат. 2065920 РФ. МКИ6 Е 21 В 28/00, 33/138, 21/00. Наддолотный кольмататор /Петров Н.А. - № 93049425/03; Заявл. 27.10.93. Опубл. 27.08.96. № 24. 5 с.

71. Пат. 2065921 РФ. МКИ6 Е 21 В 28/00. Устройство для освоения и обработки скважины /Петров Н.А. - № 93050692/03; Заявл. 27.10.93. Опубл. 27.08.96. Бюл. № 24. 4 с.

72. Пат. 2065924 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/14. Устройство для обратного цементирования по-тайной колонны /Петров Н.А. - № 93049424/03; Заявл. 27.10.93. Опубл. 27.08.96. Бюл. № 24. 5 с.

73. Пат. 2065948 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/25. Способ вызова притока из пласта и устройство для его осуществления /Петров Н.А., Маликов Р.Т. - № 93050695/03; Заявл. 09.11.93. Опубл. 27.08.96. Бюл. № 24. 11 с.

74. Пат 2071547 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции зон поглощений и способ его получения /Есипенко А.И., Сафин С.Г., … Петров Н.А. - № 93006703/03; Заявл. 09.02.93. Опубл. 10.01.97. Бюл. № 1. 7 с.

75. Пат. 2077667 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта /Петров Н.А., Есипенко А.И., Сафин С.Г., Богатырева В.П. - № 93035797/03; Заявл. 09.07.93. Опубл. 20.04.97. Бюл. № 11. 5 с.

76. Пат. 2298642 РФ. МПК Е 21 В 37/00. Способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании /Петров Н.А., Золотоевский В.С., Ветланд М.Л., Беляев В.С. - № 2005128629/03; Заявл. 14.09.2005. Опубл. 10.05.2007. Бюл. № 13. 13 с.

67

77. Пат. 2299086 РФ. МПК В 01 D 17/022. Устройство для разделения эмульсий /Петров Н.А., Золотоевский В.С., Ветланд М.Л. - № 2005128630/15; Заявл. 14.09.2005. Опубл. 20.05.2007. Бюл. № 14. 7 с.

78. Пат. 2304697 РФ. МПК Е 21 В 33/13. Способ заканчивания скважин /Петров Н.А., Зо-лотоевский В.С., Ветланд М.Л. и др. - № 2005138825/03; Заявл. 02.12.2005. Опубл. 20.08.2007. Бюл. № 23. 15 с.

79. Пат. 2333233 РФ. МПК С 09 К 8/42. Жидкость для глушения и перфорации скважин /Петров Н.А., Конесев Г.В., Давыдова И.Н. - № 2007102832/03; Заявл. 26.01.2007. Опубл. 10.09.2008. Бюл. № 25. 6 с.

80. Пат. 2373267 РФ. МПК С 11 D 1/00, В 01 J 19/00. Установка для получения поверхно-стно-активного вещества /Петров Н.А., Красников А.А., Золотоевский В.С., Ветланд М.Л. - № 2008116892/15; Заявл. 28.04.2008. Опубл. 20.11.2009. Бюл. № 32. 10 с.