ТУ 2482-036-53501222-2003
Как показала промысловая практика, большинство ремонтов на скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) проводится с глушением буровыми растворами высокой плотности. Буровые растворы отрицательно влияют на коллекторские свойства пласта, снижая его проницаемость. При наличии в буровых растворах глинистой составляющей возможна полная кольматация ПЗП.
При глушении скважин с высокими пластовыми давлениями необходимы жидкости глушения с плотностями от 1,8 г/см³ до 2,0 г/см³, не содержащие в своем составе кольматанты. Такие высокие плотности могут быть достигнуты при утяжелении пресной воды композицией солей. Для глушения скважин пласта с АВПД предлагается тяжелая жидкость глушения (ТЖГ), разработанная в ООО "ПермНИПИнефть" и изготавливаемая в ЗАО "Полиэкс".
Тяжелые жидкости глушения (ТЖГ) имеет температуру замерзания ниже минус 10°С (ТЖГ 1.4 - 1.6) и минус 40°С (ТЖГ 1.9 и 2.0). При замерзании монолитной структуры не образует, представляет собой сиропообразную жидкость с твердыми включениями. При нагревании выше минус 10°С (ТЖГ 1.4 - 1.6) и минус 25°С (ТЖГ 1.9 и 2.0) полностью восстанавливает свои свойства. ТЖГ характеризуется высокой поверхностной активностью, межфазное натяжение на границе нефть-ТЖГ составляет 0,09 - 0,15 мН/м. ТЖГ может разбавляться пресной водой до расчетной плотности с сохранением своей поверхностной активности.
За счет высокой поверхностной активности ТЖГ способствует разрушению водонефтяных эмульсий.
Влияние "ТЖГ" на физико-химические параметры водонефтянных эмульсий
|
Пласт |
Характеристики нефти |
Вязкость, мПа.с |
|||
|
плотность, г/см³ |
вязкость, мПа.с |
водо-нефтяной эмульсии |
эмульсии с утяжеленным. солевым раствором = 1,2 г/см³ |
верхнего слояпосле обработки эмульсий ТЖГ |
|
|
D1 |
0,854 |
22,9 |
290 |
1580 |
37,5 |
|
D2 |
0,850 |
12,3 * |
96,5 |
2200 |
15,2* |
* опыт при 50°C
Положительное воздействие ТЖГ на межфазную поверхность, отражается на фильтрационно-емкостных характеристиках породы. Результаты фильтрации нефти через карбонатные нефтенасыщенные образцы керна после воздействия на них жидкостей глушения приведены в таблице 2.
|
№ п/п |
ТЖГ с плотностью, г/см³ |
Проницаемость образца К пр, мд |
Фос, д.ед |
|
|
К1пр до |
К1пр до |
|||
|
1 |
1,80 |
497,5 |
528,6 |
1,06 |
|
2 |
1,80 |
375,9 |
445,1 |
1,18 |
|
3 |
1,84 |
207,0 |
168,3 |
0,81 |
|
4 |
1,84 |
168,3 |
158,4 |
0,94 |
Опыты показали, что остаточный фактор сопротивления (Фос), равный отношению проницаемости после и до фильтрации ТЖГ по абсолютной величине, близок к единице.
Полученные результаты свидетельствуют о сохранении фильтрационных характеристик пористой среды после воздействия ТЖГ независимо от ее плотности. Применение специализированных ТЖГ при ремонтных работах на скважинах с АВПД будет способствовать восстановлению фильтрационно-емкостных параметров ПЗП и позволит качественно проводить ремонтные работы на скважинах.
Составы защищены патентами РФ.