CC BY
948
УДК 622.245.3
Н. А. Петров 1, И. Н. Давыдова 2, М. М. Акодис 2
Применение окиси аминов в технологических жидкостях
при строительстве скважин
1 ООО «Специальные технологии Западной Сибири» 629800, Тюменская обл., г. Ноябрьск, ул. Ленина, 38, тел. (3496) 39-10-40 2 ОАО ««Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»» 629807, Тюменская обл., г. Ноябрьск, ул. Ленина, 59/87, тел. (3496) 37-62-03
Исследованы свойства комплексных реагентов на основе амфолитных и катионных ПАВ, в частности, их действие в пресных и солевых растворах, вспенивание глинистых и цементных растворов, флокулирующие свойства в дисперсных системах, изменение параметров буровых растворов, фильтрационные характеристики воды и углеводородной жидкости в обработанном кварцевом песке.
Ключевые слова: амфолитные и катионные ПАВ, пенообразование, глинистые буровые и цементные растворы, первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта, гидрофильная и гидрофобная поверхность.
При бурении скважин в технологических жидкостях из поверхностно-активных веществ (ПАВ) до 1980-х гг. в основном применялись анионные (АПАВ) и неионогенные (НПАВ). В начале 1980-х гг. в безглинистых промывочных жидкостях стали использовать катионные ПАВ (КПАВ). Во второй половине 1980-х гг. КПАВ нашли применение и в глинистынх буровых расторах. Однако амфолитные ПАВ (АмПАВ) в процессах бурения не использовались. Это связано с тем, что они были довольно дорогостоящими реагентами. В бурении широко применялись отходы производств, а не высокотехнологичные химические продукты.
Во второй половине 1990-х гг. повысились требования к качеству ведения работ, особенно ко всем технологическим операциям, связанным с вскрытием продуктивных горизонтов призабойных зон пластов (ПЗП), и известные и применяемые реагенты уже не удовлетворяли этим повышенным требованиям.
В связи с разработкой месторождений с осложненными геолого-техническими условиями ужесточились требования к технологическим жидкостям на водной основе. Одним из эффективных реагентов для модификации данных технологических жидкостей является окись аминов (ОА).
Окись аминов — это амфолитный ПАВ.
Сырьем для получения ОА (окиси алкилдиме-тиламина) являются третичные, амины, перекись водорода и вода. Формула ОА: R(CH3)2NO, где R — смесь прямоцепных ал-кильных остатков С12Н25—С14Н29. Выпускается химреагент по ТУ 2413-016-13164401-95.
Товарная форма реагента (30% раствор в воде) представляет собой вязкую жидкость светло-желтого цвета, маслянистую на вид, с запахом моющих средств, при встряхивании пенящуюся. Физико-химические параметры: плотность — 962 кг/м3, вязкость — 26.9 мПа • с, рН = 7. В нейтральной и щелочной средах ОА проявляет свойства неионоген-ного ПАВ, а в кислой среде — катионного ПАВ. Окись амина подвергается биологическому разложению на 90%.
Окись аминов является одним из основных компонентов жидких моющих средств (например, «Вита»). Высокая пенообразую-щая и обезжиривающая способность АмПАВ позволили широко использовать его в автомобильной промышленности, в том числе для обеззараживания металлических деталей.
Окись аминов полностью растворяется в технической воде, солевых (NaCl, CaCl2) и кислотных (HCl) растворах, ацетоне, этиловом спирте.
В керосине при 20 оС ОА диспергируется с образованием верхнего желтого слоя и нижнего слоя мутно-белого цвета. После термоста-тирования при 80 оС в течение часа расслоение усиливается, верхний слой становится тоньше. Через 24 ч при нормальной температуре образуется творожистая масса с маслянистой пленкой на поверхности.
В бензоле при нормальной температуре ОА диспергируется с образованием творожистой массы по всему объему. Со временем этот процесс завершается. После термостатирования образуется вязкая эмульсия белого цвета. Окись аминов совмещается со всеми типами ПАВ.
Дата поступления 06.10.05
При бурении скважины после первичного вскрытия пласта на буровом растворе равновесное состояние, в котором находится сложная гидродинамическая система коллектора, содержащая нефть, газ и пластовую воду, нарушается. Далее процесс усугубляется проникновением компонентов буферной жидкости и цементного раствора при креплении скважины. Восстановление гидродинамической связи сква-жинного пространства с продуктивным пластом также сопровождается негативным воздействием на коллектор перфорационной жидкости.
В данной статье рассматривается влияние фильтрата технологических растворов на качество вскрытия пласта. Проникновение в пласт различных фильтратов сопровождается образованием в поровом пространстве многочисленных границ раздела между ними и в первую очередь границы «фильтрат бурового раствора — нефть».
По капиллярным порам жидкости могут перемещаться под действием капиллярного давления, которое зависит от величины поверхностного натяжения, характеристики смачиваемости поверхностей и размера пор.
Практически все поверхностно-активные вещества эффективно снижают межфазное натяжение на границах раздела фаз «вода — углеводородная жидкость».
Размеры пор можно увеличить растворителями, что недостижимо с помощью ПАВ. Некоторые из них способны в лучшем случае замедлить набухание глинистых материалов и тем самым сохранить поры в прежних размерах. Ингибиторами гидратации глин обычно являются ПАВ с гидрофобизирующим эффектом.
Необходимо также, чтобы фильтраты растворов при проведении операций на скважинах не проникали вглубь продуктивных пластов.
При освоении скважин важно как можно более полно удалить из призабойной зоны продуктивных пластов (ПЗП) водные фильтраты технологических жидкостей. На эти процессы в немалой степени влияет гидрофобность или гид-рофильность поверхностей пор. Если водный фильтрат раствора смачивает поверхность породы хуже, чем углеводородная жидкость, действие капиллярных сил направлено в сторону ствола скважины. Это обеспечивает препятствия продвижению фильтрата в ПЗП, и не создает осложнений для продвижения нефти к скважине 1.
Продуктивные горизонты Западной Сибири сложены в основном полимиктовыми коллекторами с преимущественно гидрофильной и отрицательно заряженной поверхностью.
Поэтому в данном случае водные фильтраты технологических жидкостей смачивают горную породу лучше, чем нефть. При этом действие капиллярных сил обращено в сторону пласта, что создает дополнительное сопротивление движению нефти к стволу скважины.
Размеры пор продуктивных пластов, к примеру, Муравленковского месторождения Ноябрьского нефтегазового региона, варьируют от 346.25 до 1.66 мкм. В количественном отношении поры с эквивалентным диаметром от 1.66 до 10—12 мкм составляют основную часть. Несмотря на то, что суммарная площадь этих пор сравнительно невелика, необходимо учитывать, что действие капиллярного давления сильнее проявляется в капиллярах меньшего радиуса. В гидрофильном коллекторе капиллярные давления в наиболее мелких порах и местах сужения поровых каналов не могут быть преодолены даже при максимально возможной депрессии на пласт и водный фильтрат остается практически не извлекаемым.
Следовательно, необходимо изменить характер смачиваемости поверхностей пор. Инверсию смачиваемости отрицательно заряженной поверхности на гидрофобную способны гарантированно осуществить большинство катионоак-тивных ПАВ (КПАВ). Поэтому наиболее эффективным будет сочетание ОА с КПАВ для создания комплексного реагента (КР).
Из водорастворимых катионных ПАВ в нефтяной промышленности широко применяется гидрофобизатор ИВВ-1 (ТУ 24-01313164401-94). Этот реагент является неочищенной технической формой катамина АБ (ТУ 6-01-816-75).
Четвертичное аммониевое соединение ка-тамин АБ обладает высокой антимикробной активностью. Он применяется в качестве де-зинфектанта в чистом виде и в виде добавки в моющих составах и дезинфицирующих средствах (препараты «Сосенка», «Фитон», ПВК). Это катионоактивное ПАВ также широко используется в промышленности как деэмульга-тор, гидрофобизатор, антистатик, катионный эмульгатор и т.д. Стойкость катамина АБ при нагревании — до 150 оС.
Гидрофобизатор ИВВ-1 получают путем конденсации алкилдиметиламина и бензилхло-рида. В отличие от катамина АБ, состоящего в основном из алкилдиметилбензиламмоних-лорида - [К(СН3)2(СН2С6Н5Ж]+а- в гидро-фобизаторе ИВВ-1 меньше основного вещества и больше примесей (третичного амина, гидрохлорида третичного амина и др.). Физико-химическая характеристика ИВВ-1:
жидкость от желтого до светло-коричневого цвета; плотность — 987 кг/м3, динамическая вязкость — 6.4 мПа • с; рН = 6.5.
Гидрофобизатор ИВВ-1 полностью растворяется в технической воде с образованием на поверхности пены. В солевых растворах (№01, СаС12) ИВВ-1 диспергируется с образованием мутного раствора белого цвета. Со временем на поверхности образуется маслянистая пленка, с последующим образованием двух слоев с четкой границей раздела фаз. В соляной кислоте, ацетоне, ИПС и КОР-1 гид-рофобизатор ИВВ-1 полностью растворяется с образованием прозрачного раствора. При перемешивании в глинокислоте и аммонизированном растворе нитрата кальция (АРНК) ИВВ-1 диспергируется с образованием мутного раствора и выделением мелких хлопьев. Через 24 ч при нормальной температуре в грязевой кислоте образуется раствор желтого цвета с небольшим количеством мелкодисперсного осадка. А в АРНК образуется два слоя с осадком на дне.
В керосине и гексановой фракции ИВВ-1 диспергируется. Через сутки образуются два слоя жидкости с четкой границей между ними. В толуоле ИВВ-1 диспергируется с образованием мутного раствора. В покое со временем на поверхности образуется маслянистая пленка. Процесс расслаивания продолжается до формирования двух слоев жидкости.
Необходимо отметить, что при взаиморастворении ОА и ИВВ-1 получается однородная прозрачная жидкость.
Окись аминов в отдельности и в комплексе с ИВВ-1 можно применять при бурении, закан-чивании и освоении скважин в качестве поверхностно-активной добавки в технологические жидкости. Другим перспективным направлением является использование их в качестве пенообразователей дисперсных систем. Третье направление — это использование комплексного реагента для инверсии смачиваемости поверхностей горных пород, слагающих продуктивные нефтенасыщенные горизонты.
Определение межфазного натяжения (а) на границе с керосином водных и солевых растворов с ОА в отдельности и в комплексе с ИВВ-1 проводилось по общепринятой методике на сталагмометре конструкции УфНИИ. Концентрацию реагентов брали исходя из поставляемой товарной формы. Данные замеров а представлены в табл. 1 и 2.
Окись амина снижает поверхностное натяжение интенсивнее, чем гидрофобизатор ИВВ-1 марки А. В реагенте ИВВ-1 марки В основного вещества примерно в два раза мень-
ше. Естественно, значение а при рабочих концентрациях будет выше примерно в два раза.
Наилучшим сочетанием этих реагентов является композиция с соотношением компонентов 10 : 0.5. Именно при таком соотношении ОА и ИВВ-1 проявляется максимальный эффект по данному параметру.
Таблица 1 Влияние реагентов ОА и ИВВ-1 на поверхностное натяжение водных растворов
№ Состав раствора, Соотно-
ст,
пп. фильтрата шение мН/м
реагентов
1 Вода 57,0
2 Вода + 0.05% ОА 12,1
3 Вода + 0.15% ОА 4,6
4 Вода + 0.30% ОА 2,1
5 Вода + 0.1% ИВВ-1 (А) 8,0
6 Вода + 0.2% ИВВ-1 (А) 4,0
7 Вода + 0.3% ИВВ-1 (А) 3,0
8 Вода + 0.05% (ОА+ ИВВ-1) 10 : 0.5 8.8
9 Вода + 0.15% (ОА+ ИВВ-1) 10 : 05 3.2
10 Вода + 0.30% (ОА+ ИВВ-1) 10 : 0.5 1.9
11 Вода + 0.05% (ОА+ ИВВ-1) 1 10 19.1
12 Вода + 0.10% (ОА+ ИВВ-1) 1 10 10.6
13 Вода + 0.20% (ОА+ ИВВ-1) 1 10 8.1
14 Вода + 0.30% (ОА+ ИВВ-1) 1 10 6.9
15 Вода + 0.05% (ОА+ ИВВ-1) 3 10 17.0
16 Вода + 0.10% (ОА+ ИВВ-1) 3 10 9.1
17 Вода + 0.20% (ОА+ ИВВ-1) 3 10 6.7
18 Вода + 0.30% (ОА+ ИВВ-1) 3 10 5.8
19 Вода + 0.05% (ОА+ ИВВ-1) 5 10 11.7
20 Вода + 0.10% (ОА+ ИВВ-1) 5 10 7.4
21 Вода + 0.20% (ОА+ ИВВ-1) 5 10 7.3
22 Вода + 0.30% (ОА+ ИВВ-1) 5 10 6.7
23 Фильтрат бентонитовой 54.4
суспензии (БС)
24 Фильтрат (БС+0.3% ОА) 48.4
25 Фильтрат (БС+0.5% ОА) 39.8
26 Фильтрат (БС+1.0% ОА) 34.5
Таблица 2 Влияние реагентов ОА и ИВВ-1 на поверхностное натяжение солевых растворов
№ пп. Состав раствора, фильтрата Соотношение реагентов ст, мН/м
1 Вода - 57.0
2 Вода + №С1 - 62.0
3 4 5 п.2 +0.05% (ОА+ИВВ-1) п.2 +0.10% (ОА+ИВВ-1) п.2 +0.20% (ОА+ИВВ-1) 1 1 1 10 10 10 5.8 2.3 1.0
6 п.2 +0.30% (ОА+ИВВ-1) 1 10 не замеряется
7 п.2 +0.05% (ОА+ИВВ-1) 3 10 не замеряется
8 п.2 +0.05% (ОА+ИВВ-1) 5 10 не замеряется
9 Вода +СаС1, - 59.6
10 п.9 +0.05% (ОА+ИВВ-1) 1 10 4.5
11 п.9 +0.10% (ОА+ИВВ-1) 1 10 не замеряется
12 п.9 +0.05% (ОА+ИВВ-1) 3 10 не замеряется
13 14 п.9 +0.05% (ОА+ИВВ-1) п.9 +0.10% (ОА+ИВВ-1) 5 5 10 10 3.1 0.9
15 п.9 +0.20% (ОА+ИВВ-1) 5 10 не замеряется
В других представленных комплексных вариантах значение а выше, чем в случаях, когда используется только реагент ОА, но, тем не менее, данный показатель находится на достаточно низком уровне. Учитывая, что стоимость ОА значительно выше, чем ИВВ-1, экономически выгодно соотношение этих реагентов, равное 3 : 10.
По величине поверхностного натяжения фильтрата бентонитовой суспензии с ОА, полученного на установке УИВ-2, можно судить о степени адсорбции реагента на твердой фазе. Высо-
Влияние ОА и ИВВ-1 на вспенивание
кие значения а (например, 48.4 мН/м при 0.3% содержании ОА) свидетельствуют о значительной адсорбции реагента на глинистой фазе дисперсии.
Поверхностное натяжение в солевых растворах (ЫаС1 и СаС12) плотностью 1131 кг/м3, содержащих комплексный ПАВ, еще ниже, чем в пресных растворах. Параметр а уже при минимальных концентрациях реагентов (0.05%) невозможно замерить на сталагмометре (значения ниже 0.1—0.5 мН/м). Наилучшим соотношением ОА к ИВВ-1 также является 3 : 10.
Таблица 3
дных, солевых и глинистых растворов
Концентрация добавки, % и соотношение компонентов Увеличение объе- Стойкость
Раствор ОА ОА+ИВВ-1 ОА+ИВВ-1 ОА+ИВВ-1
(1 : 10) (3:10) (5:10) ма, % пены, с
0.01 - - - 30 2
0.05 - - - 190 134
0.10 - - - 220 211
0.15 - - - 250 220
0.30 - - - 390 279
- 0.1 - - 250 247
0.3 - - 530 352
- 0.5 - - 630 360
Вода - - 0.01 10 2
- - 0.05 160 105
- - 0.10 260 270
- - 0.15 360 385
- - 0.30 560 380
- - 0.50 600 382
- - - 0.1 245 252
- - - 0.3 720 310
- - - 0.5 830 175
0.1 - - 120 163
0.3 - - 300 680
Раствор №01 (р = 1122 кг/м3) - 0.1 - 10 1
- 0.3 - 10 1
- - 0.1 80 53
- - 0.3 155 191
- - - 0.1 90 61
- - - 0.3 255 593
0.1 - 125 160
0.3 - 305 612
Раствор СаС12 (р=1122 кг/м2) - 0.1 - 110 54
- 0.3 - 155 12
- 0.1 285 257
- 0.3 280 409
- - 0.1 155 212
- - 0.3 340 501
0.1 - 5
0.3 - 10
0.5 - - - 15 -
- 0.1 - - 10
Буровой - 0.3 - - загустел
раствор - - 0.1 - 5
- - 0.3 - 5
- - 0.5 - загустел
- - - 0.1 5
- - - 0.3 загустел
Пресные и солевые растворы с добавками ПАВ обычно применяются при кумулятивной перфорации скважин. Они также используются и при глушении скважин перед проведением капитального ремонта. Процесс приготовления технологического раствора для данных операций не обходится без пенообразования. С одной стороны, пенообразование качественно характеризует растворимость ПАВ. С другой стороны, на практике требуется емкость, в несколько раз превышающая объем облагороженной перфорационной жидкости. Также необходимо определенное время на ожидание схлопывания пузырьков.
Пенообразующая способность окиси амина и комплексного реагента на основе амфолитного и катионного ПАВ представлена в табл. 3.
Как видно, происходит почти четырехкратное увеличение объема пресного раствора, содержащего ОА. С комплексным реагентом вспенивающая способность еще выше. Максимальное увеличение (в 8 раз) объема раствора происходит при соотношении ОА к ИВВ-1, равном 5 : 10. Однако стойкость пены выше при соотношении реагентов, равном 3 : 10. При концентрации последней композиции от 0.15 до 0.50 % стойкость пены не превышает 6.5 мин. Данное обстоятельство практически не скажется на увеличении продолжительности операции по приготовлению технологического раствора.
В солевых растворах пенообразование кратно меньше, однако стойкость пены, наоборот, выше. Так, при концентрации реагента 0.3% пена исчезает за 10—11 мин.
Пенообразование в естественном буровом растворе со скважины Западно-
Влияние ПАВ на свой
Ноябрьского месторождения с ОА оказалось незначительным. Это, видимо, связано с несовместимостью ОА с применяемыми импортными стабилизаторами буровых растворов. Загущение глинистого раствора с комплексным реагентом объясняется флокулирующими свойствами гидрофобизатора ИВВ-1.
Более полная информация о влиянии ОА и комплекса ОА + ИВВ-1 на свойства нарабатываемого глинистого раствора, обработанного при бурении скважины реагентами Кем-Пас и Поликем Д, приведена в табл. 4.
Добавление ОА, в том числе и в композиции с ИВВ-1, к естественному полимерглинис-тому раствору приводит к увеличению всех параметров (структурно-реологических, фильтрационных, уровня рН, толщины глинистой корки), кроме плотности. В растворе, содержащем окись амина, флокул не обнаружено. При наличии в буровом растворе композиции ОА + ИВВ-1 в буровом растворе уменьшение плотности происходит уже за счет двух факторов: пенообразования и флокулообразования. Однако количество флокул, зафиксированных на колбе Лысенко, не превышает 6%. Их количество оказалось меньшим, чем при обработке только реагентом ИВВ-1.Параметры в табл. 4 измерены после прохождения раствора через сито с размером ячеек 0.25 х 0.25 мм, т. е. после отделения наиболее крупных флокул, поэтому загущения раствора не произошло. Наиболее перспективными можно считать композиции ОА с ИВВ-1 при соотношении компонентов, равном 3 : 10 и 5 : 10. Между тем, концентрация ОА как в отдельности, так и в композиции не должна превышать 0.3%.
Таблица 4
ва бурового раствора
№ пп. Состав раствора, соотношение реагентов Свойства раствора
P, / 3 кг/м УВ, с ПФ, см3/30мин К, мм рн СНС 1/10, дПа дПа мПас Сф, Ф' %
1 Буровой раствор (БР) 1131 21 10 2,0 8,2 0/17 6 5 -
2 БР+0,1% ОА 1128 26 10 2,0 8,6 0/20 8 6 -
3 БР+0,3% ОА 1128 28 12 2,5 8,8 3/24 14 6 -
4 БР+0,5% ОА 1130 50 15 3,0 8,9 24/30 44 9 -
5 6 7 БР+0,1%(ОА+ИВВ-1),10: 0,5 БР+0,3%(0А+ИВВ-1),10: 0,5 БР+0,5%(0А+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 -
8 9 10 БР+0,1%(0А+ИВВ-1),1:10 БР+0,3%(0А+ИВВ-1),1: 10 БР+0,5%(0А+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
11 12 13 БР+0,1%(0А+ИВВ-1),3:10 БР+0,3%(0А+ИВВ-1),3: 10 БР+0,5%(0А+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
14 15 16 БР+0,1%(0А+ИВВ-1),5:10 БР+0,3%(0А+ИВВ-1),5: 10 БР+0,5%(0А+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
Несмотря на то, что большая часть модифицирующих реагентов адсорбируется на глинистой фазе, их следует применять при первичном вскрытии. Так как фильтрат бурового раствора первым нарушает естественное равновесие процессов в пласте-коллекторе, качество фильтрата глинистого раствора обычно низкое, а продолжительность негативного воздействия максимальна по сравнению с другими технологическими жидкостями. Поэтому даже небольшое остаточное содержание данных ПАВ в водном фильтрате может существенно уменьшить его отрицательное влияние на продуктивные пласты.
В дальнейшем с продуктивными пластами контактируют тампонажные растворы. В цементных растворах так же, как и в предыдущих дисперсных системах, содержание исследуемых ПАВ в фильтрате невелико. Но их присутствие более предпочтительно, чем, например, анионных ПАВ (сульфонол), либо других комплексных реагентов на основе анионного и неионогенного ПАВ (МЛ-80Б). В таком случае исключаются потенциальные процессы несовместимости фильтратов, и, как следствие, снижение проницаемости коллектора. Допускается применение после ОА и ИВВ-1 неионогенных ПАВ (неонола) или комплексных реагентов на основе катионного и неио-ногенного ПАВ (СНПХ-ПКД-515Н).
Вместе с тем, при выборе модифицирующего ПАВ необходимо учитывать, что неионогенные
ПАВ теряют свои свойства при температурах выше точки помутнения, а анионные ПАВ чувствительны к ионам Ыа+, Са+2, М^+2.
Добавки ПАВ в цементные растворы могут привести к снижению плотности раствора. Экспресс-исследования по созданию облегченных систем проводились в следующей последовательности. Добавки ПАВ диспергировали в воде, затем в воду затворения добавляли цемент марки ПЦТ Д0-100. Раствор перемешивали лопаткой вручную в течение 10— 15 с, далее перемешивали на высокоскоростной мешалке с частотой 5000 мин-1 в течение 1 мин. Результаты опытов по вспениванию цементного раствора вместе с ПАВ представлены в табл. 5.
С помощью ОА можно добиться уменьшения плотности цементного раствора от 1720 до 800 кг/м3 и ниже. Пена стабильна в течение 1 ч. С данным реагентом по пенообразующей способности конкурирует только неонол. Несколько уступают реагенты ИВВ-1 и сульфонол, показавшие примерно одинаковую степень уменьшения плотности (до 1070 и 1080 кг/м3) при концентрациях 0.3%.
Пенообразующая способность комплексных реагентов МЛ-80Б и СНПХ-ПКД-575Н значительно меньше. Это, видимо, связано с наличием в их составе незамерзающих растворителей (спиртов, углеводородов).
Следующей технологической жидкостью, взаимодействующей с продуктивным пластом,
Состав цементного раствора Объем раствора, мл Кратность Плотность
№ до пере- после через 1 ч увеличе- раствора после
пп. мешивания перемешивания после перемешивания ния объема перемешивания, кг/м3
1 Раствор из цемента ПЦТ ДО-100 (ВЦ=0,6, р=1720 кг/м3) 190 190 190 1,00 1720
2 п.1 + 0,03% ОА 190 240 - 1,26 1515
3 п.1 + 0,06% ОА 190 340 340 1,79 964
4 п.1 + 0,18% ОА 190 360 - 1,89 903
5 п.1 + 0,30% ОА 190 400 - 2,11 <800
6 п.1+ 0,06% ИВВ-1 190 220 - 1,16 1555
7 п.1+ 0,18% ИВВ-1 190 280 - 1,47 1237
8 п.1+ 0,30% ИВВ-1 190 320 320 1,68 1070
9 10 11 п.1+0,06%сульфонола п.1+0,18%сульфонола п.1+0,30%сульфонола 190 190 190 240 280 300 280 1,26 1,47 1,58 1342 1095 1080
12 п.1+0,06%неонола СНО-3Б 190 260 - 1,37 1230
13 п.1+0,18%неонола СНО-3Б 190 360 360 1,89 850
14 п.1+0,30%неонола СНО-3Б 190 440 - 2,32 <800
15 п.1+0,3%СНПХ-ПКД-515Н 190 220 - 1,16 1530
16 п.1+0,6%СНПХ-ПКД-515Н 190 220 - 1,16 1605
17 п.1 + 0,3% МЛ-80Б 190 220 - 1,16 1527
18 п.1 + 0,6% МЛ-80Б 190 260 260 1,37 1210
Таблица 5
Влияние пенообразователей на плотность цементного раствора
Влияние окиси аминов и гидрофобизатора ИВВ-1 в пресных и солевых растворах на проницаемость керна
Таблица 6
№ пп. Фильтруемая жидкость Объем прокачиваемой Проницаемость 2 по жидкости, мкм Относительная проницаемость
жидкости, мл по жидкости, Кв п.
1 Керосин Вода 300 400 53.7 58.8 1.0 1.0
Раствор СаС12 200 - —
Керосин залили 0 0
Керосин Вода 300 400 57.0 57.3 1.00
2 Раствор СаС12 + 0.3%ОА 200 - —
Вода 400 - —
Керосин 400 7.2 0.13
Керосин Вода 300 400 50.5 59.9 1.00
3 Раствор СаС12 + 0.3% (ОА+ИВВ-1), 3:10 Вода 200 400 — —
Керосин 400 21.7 0.43
Керосин Вода 300 400 55.6 58.4 1.00
4 Раствор СаС12 +0.3% (ОА+ИВВ-1), 5:10 Вода 200 400 — —
Керосин 400 29.6 0.53
Керосин Вода 0 0 го го 33 52.0 44.3 1.00 1.00
Вода+0.5% ИВВ-1 440 56.2 1.27
5 Вода 330 41.5 0.94
Вода 660 44.3 1.00
Вода+0.5% ИВВ-1 440 66.7 1.51
Керосин 330 26.0 0.50
является перфорационная жидкость. Влияние последней на качество вторичного вскрытия можно оценить, например, на искусственном песчаном керне.
Результаты изменений фазовой проницаемости углеводородной жидкости после обработки кварцевого песка фракции 0.143—0.315 мм модифицированными ПАВ перфорационными жидкостями представлены в табл. 6.
Плотность раствора хлористого кальция составляла 1120 кг/м3. Коэффициент проницаемости рассчитывали по формуле Дарси.
В первом опыте после обработки песчаного керна раствором хлористого кальция керосин не фильтруется. Но при наличии в том же растворе 0.3% ОА фильтрация керосина восстанавливается. Коэффициент восстановления проницаемости во втором опыте составил 13% от исходной величины. Обработка комплексным реагентом из амфолитного и катионного ПАВ позволила добиться кратно лучшего результата, причем, при соотношении ОА и ИВВ-1, равном 5 : 10, эффективность восстановления проницаемости углеводородной жидкости на 10% выше, чем при соотношении 3 : 10. То есть, при меньшем количестве
гидрофобизатора ИВВ-1 (67% против 77%) данные (Квп. = 0.53) оказались предпочтительнее.
В пятом опыте даны для сравнения сведения, полученные при обработке песчаного керна только реагентом ИВВ-1. Водный раствор с большей концентрацией реагента (0.5%) практически не влияет на замедление фильтрации воды (К = 0.94—1.00). В свою очередь, сам облагороженный раствор фильтруется после керосина в 1.27—1.51 раза быстрее, чем простая вода. Вместе с тем, фильтрация керосина была восстановлена на 50% от первоначального уровня. Однако необходимо учитывать, что концентрация реагента ИВВ-1 была в 1.7 раза выше по сравнению с комплексным реагентом. Следовательно, наблюдается явное преимущество применения комплексного реагента ОА + ИВВ-1.
Влияние фильтратов глинистых и цементных растворов, обработанных комплексным реагентом, на качественном уровне будет аналогичным влиянию перфорационной жидкости. Но в количественном отношении эффективность, конечно, будет кратно меньшей из-за адсорбции определенной части реагентов
на твердой фазе. Тем не менее, обработку растворов необходимо проводить, поскольку после проникновения в углеводородонасыщенный керн как солевого раствора, так и пресной воды, фильтрация керосина под действием сил гравитации в экспериментах не возобновлялась.
Таким образом, окись аминов совместима с технологическими растворами для бурения и капитального ремонта скважин, ее использование существенно улучшает качество составов. Высокий эффект при модификации растворов достигается при использовании композиции ОА с гидрофобизатором ИВВ-1 в соотношении 3 : 10.
На основании проведенных исследований был разработан комплексный реагент «Синол-КАм», выпускаемый по ТУ 2482-001-48482528-98. Общая доля ПАВ в реагенте от 18 до 25 %, содержание примесей не превышает 8%.
Литература
1. Яненко В. И., Крезуб А. П., Дегтярева Л. Н. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1987.
