Жидкость глушения нефтяных скважин на основе отходов агрегата аммиака

Авторы: С.В. Афанасьев (Тольяттинский государственный университет), В.А. Волков (ООО «Дельта-пром инновации»).

Опубликовано в журнале Химическая техника №9/2016

Призабойная зона добывающих и нагнетательных скважин является важнейшей областью пласта, от состояния которой во многом зависят условия фильтрации и притока пластовой жидкости к забою скважины, потенциал отдельно взятой скважины и, в конечном счете, коэффициент извлечения нефти из месторождения. Основное негативное влияние на призабойную зону продуктивного пласта оказывают технологические операции, проводимые в скважинах, и жидкости, которые при этом применяются.

Глушение является наиболее массовым видом воздействия на скважины и представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачиванию в скважину специальных жидкостей глушения (ЖГ), обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение профилактических работ. В ходе геолого-промысловых работ каждая скважина подвергается глушению не реже одного раза в год из-за необходимости проведения подземных ремонтов, смены насосного оборудования, промывки забоя от загрязнений и т.д. [1].

Основной задачей операции глушения продуктивных пластов является обеспечение безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины путем предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Решение данной задачи возможно при условии применения специальных механических отсекателей пластов, противовыбросового оборудования либо с помощью различных составов глушения пластов, создающих на забое скважин давление выше пластового. Обычно для этих целей применяют водные составы с добавками загустителей или минеральных солей.

Одним из важнейших этапов ремонта скважин является предупреждение перелива скважинной жидкости на устье. Для этих целей применяется глушение скважины жидкостью необходимой плотности. ЖГ должна отвечать следующим требованиям:

• оказывать минимальное воздействие на загрязнение окружающей среды [2, 3];
• обладать плотностью, достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;
• максимально сохранять коллекторские свойства продуктивного пласта;
• быть технологичной в приготовлении и использовании;
• не оказывать коррозионно-агрессивного воздействия на обсадные трубы и технологическое оборудование;
• быть совместимой с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважин;
• сохранять термостабильность в конкретных условиях применения;
• иметь регулируемые технологические свойства в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин;
• соответствовать современным требованиям к охране труда рабочего персонала, а также взрывои пожаробезопасности [4].

Плотность ЖГ является главным фактором, который определяет давление на забое скважин pзаб. В общем случае забойное давление pзаб = HсρЖГgcosα, где Hс – длина ствола скважины;ρЖГ – плотность жидкости глушения; g – ускорение свободного падения; α – угол отклонения ствола скважины от вертикали.

В настоящее время в процессах добычи нефти и газа в качестве ЖГ рекомендованы солевые составы без твердой фазы (не содержащие частицы размером более 2 мкм) на основе поташа, хлорида калия, так как они не только сохраняют, но и увеличивают естественную проницаемость кернового материала для добываемых углеводородов.

По нашему мнению, в качестве ЖГ могут быть также использованы некоторые крупнотоннажные отходы химических производств. Одним из них является отработанный раствор «Бенфилд», используемый на узле очистки диоксида углерода на агрегатах аммиака. Он содержит карбонат калия и характеризуется следующими свойствами:

Раствор на основе карбоната калия обладает эффектом повышения естественной проницаемости пород – до 120%. Проведенные во «ВНИИКРнефть» исследования на искусственных кернах (спрессованная смесь песка, 0,5% глины, 3% мела) показали, что значения коэффициента восстановления проницаемости для нефти у растворов KCl, Na2SO4, Na2CO3, NaHCO3 составляют 95–100%, для CaBr2 – 85%, в то время как для K2CO3 – 115–120%.

Это объясняется высокой активностью ионов калия и относительно небольшим (например, по сравнению с ионом хлора у KCl) гидратным числом у ионов СО3 2–.

В связи с этим при ионообмене с глинистыми минералами K2CO3 образует более тонкие, чем KCl, гидратные оболочки на глинистых частицах, в результате чего обеспечивается повышение пористости и соответственно проницаемости заглинизированных песчаников.

Таким образом, из названных реагентов только раствор K2CO3 является способным не только восстанавливать, но и улучшать проницаемость глинистого песчаника-коллектора.

Нами разработан способ использования отработанного раствора «Бенфилд» от агрегатов аммиака фирмы «Кемико» в составе жидкости глушения «Дельта» (ЖГ «Дельта») [5] в процессах добычи нефти и газа. С целью определения влияния на проницаемость призабойных пластов проведен комплекс лабораторных и опытно-промысловых исследований. Подбор оптимального состава

ЖГ производился с учетом требуемых технологических параметров, включающих температуру окружающей среды и геолого-технические характеристики ремонтируемых скважин.

Разработанный концентрат марки ЖГ «Дельта» соответствует следующим показателям:

Результаты анализа

Данный реагент является композицией и предназначен для обеспечения безопасных условий работы буровых и ремонтных бригад в стволе скважины – для предотвращения выброса нефти или газа из пласта. Он представляет смесь отработанного раствора «Бенфилд» и гидрофобизирующих ПАВ. В качестве гидрофобизатора предложен многофункциональный реагент «МЛ- СУПЕР» ТУ 2383-002-51881692–2000, разработанный ООО «Дельта-пром инновации», позволяющий снижать межфазное натяжение на границе с нефтями и предотвращать образование эмульсий.

Указанный солевой состав не содержит частиц твердой фазы размером более 2 мкм и не оказывает отрицательного влияния на проницаемость терригенных коллекторов. Напротив, он способствует увеличению естественной проницаемости кернового материала. Общее содержание механических примесей не превышает в нем 100 мг/л. Реагент проявляет одновременно и свойства ингибитора коррозии – способен связывать Н2S благодаря присутствию в его составе K2CO3. Возможна его регенерация для многократного повторного использования.

Приготовление концентрата ЖГ с добавкой взаиморастворимых компонентов проводится путем интенсивного их перемешивания. Высокие качественные показатели достигаются в случае ее приготовления в стационарных условиях с применением установок, работающих на принципах вибрационно-магнитной активации. Концентрат ЖГ «Дельта» можно готовить заранее на централизованном узле по приготовлению технологических жидкостей (так как раствор устойчив при длительном хранении), или непосредственно перед закачкой в скважину на кустовой площадке.

В результате исследований ЖГ «Дельта» на основе отработанного раствора «Бенфилд» установлено, что широкое внедрение созданной композиции позволит:

• снизить межфазное натяжение на границе углеводород – вода;
• подавить процессы глинонабухания;
• сохранить коллекторские характеристики пласта;
• уменьшить затраты, связанные с освоением и выходом на режим скважин в послеремонтный период;
• повысить дебит по нефти и коэффициент продуктивности скважин за счет разрушения водонефтяных эмульсий и улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта;
• свести к минимуму коррозионное разрушение нефтепромыслового оборудования за счет ингибирующих свойств.

На основе проведенных исследований составлены и введены в действие технические условия (ТУ 2458-01167048683–2015) на концентрат ЖГ «Дельта» с целью его применения в процессах нефтегазодобычи [5].

Таким образом, разработан эффективный и экономически целесообразный способ утилизации раствора «Бенфилд» от агрегата аммиака фирмы «Кемико». Тем самым предложено инновационное решение экологической проблемы, заключающееся в использовании в составе ЖГ промышленного отхода третьей группы опасности. Проведены опытно-промышленные испытания разработанной ЖГ «Дельта» в объеме 250 м3, подтвердившие результаты лабораторных тестов.

Список литературы

1. Гладков П.Д., Рогачев М.К. Выбор технологической жидкости для глушения скважин перед подземным ремонтом на приобском нефтяном месторождении//Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. №2; http://www.ogbus.ru
2. Афанасьев С.В., Трифонов К.И. Физико-химические процессы в техносфере. Самара: Сам. науч. центр. РАН, 2014.
3. Трифонов К.И., Афанасьев С.В., Катышев С.Ф. Естественные и техногенные источники загрязнения биосферы. Учебник. Самара: Сам. науч. центр РАН, 2014.
4. Афанасьев С.В. Пожарная безопасность технологических процессов. Учеб. пособ. для вузов. Самара: Сам. науч. центр РАН, 2015.
5. Волков В.А., Афанасьев С.В., Турапин А.Н., Прохоров П.Э. Опыт утилизации крупнотоннажного отхода с агрегатов аммиака//Сборник докл. конф. «Проблемы экологии г. Тольятти и пути их решения»/Под ред. д.т.н. Афанасьева С.В. Тольятти: ТГУ, 2015.