Изоляция обводненных пластов с применением пенных систем

Методы ограничения и изоляции вод:

1. Пеноцементные растворы.

2. Двухфазные пены.

3. Многокомпонентные пены.

Механизм изоляции вод:

1. Очистка ПЗП в результате диспергирования кольматирующих пласт веществ (глинистых частиц, парафина, АСВ) и дальнейшее их удаление в процессе освоения скважины за счет солюбилизирующего действия (коллоидного растворителя) образовавшихся мицелл в пенной системе. Главным результатом этого процесса является приобщение к разработке малопроницаемых пропластков.

2. Блокирование путей продвижения воды (пластовой, нагнетаемой) в результате прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно - дисперсных соединений.

3. Изоляция высокопроницаемых зон продуктивного пласта, являющихся главным источником обводнения, пеноцементным раствором. Уплотнение или восстановление цементного кольца за эксплуатационной колонны, в результате чего удается ограничить приток посторонних вод, залегающих над кровлей и подошвой продуктивного пласта.

I. Применение пеноцементных растворов

Пеноцементные растворы применяют:

- при низком пластовом давлении;

- при наличии многочисленных каналов, трещин, каверн в ПЗП карбонатного пласта и обильном выносе песка из ПЗП терригенного слабопроницаемого пласта.

Пеноцементные растворы по сравнению с простыми цементными растворами имеют ряд преимуществ:

- закупорка высокопроницаемых каналов вследствие прилипания пузырьков газа к гидрофильной поверхности;

- за счет малой плотности и упругих свойств пенной системы под действием давления закачки ненноцементный раствор стремится подняться на большую высоту по заколонному пространству. Причем наличие пузырьков газа в ПАВ придает цементному раствору повышенную подвижность и проникающую способность.

II. Применение двухфазных пен

Двухфазную пену получают из пенообразующего раствора, содержащего пенообразователь, стабилизатор, газовую фазу и пресную воду. Сосав двухфазной пены приведен в табл.1.

Таблица 1 – Состав и концентрация реагентов, входящих в двухфазную пену

III. Многокомпонентные пены

Состав многокомпонентных пен:

1. Пенообразователь.

2. Стабилизатор пены.

3. Пресная вода.

4. Газовая фаза.

5. Углеводородная жидкость (как правило, дегазированная нефть).

6. Силикат натрия (Na₂SiO₃).

7. Хлористый кальций (CaCl₂).

Дегазированная нефть – оказывает благоприятное действие на устойчивость пены, так как нефть, в отличие от ПАВ, не имеет гидрофильных групп (молекулы нефти имеют только аполярную гидрофобную часть). Повышение устойчивости пены объяснятся тем, что молекулы нефти вклиниваются в молекулы ПАВ, образующих адсорбционные слои пены, и гидрофобизируют их.

Хлористый кальций – катионы многовалентных металлов (Ca⁺²; Al⁺³; Mg⁺²; Fe⁺³) являются основным источником (сырьем) для образования коллоидно-дисперсных соединений.

Силикат натрия – при гидролизе силиката натрия в присутствии катионов многовалентных металлов образуется вторичная пленка на границе пены (газ – жидкость) из коллоидно-дисперсных частиц, обладающая структурно-механическими свойствами и препятствующая утончению первого слоя из ПАВ и нефти.

При использовании многокомпонентных пен их устойчивость увеличивается в 15 – 60 раз.

Проектирование процесса нагнетания пены в ПЗП:

I. Выбор скважины:

1. Низкое пластовое давление.

2. Высокая обводненность (до 99%).

3. Четко выраженная неоднородность пластов (повышение эффективности за счет декальмотации поровых каналов пеной).

4. Наличие глинистой корки на стенках скважины после бурения.

II. Выбор технологии закачки:

1. Подача пены в ПЗП по НКТ (когда требуется установка пакера из-за ожидаемого высокого давления в процессе нагнетания пены).

2. Подача пены в ПЗП по кольцевому пространству (забой скважины не засорен и перфорационная часть пласта не изолирована).

III. Технология приготовления пенной системы

1. Двухфазная пена:

Пресная вода → Стабилизатор пены (набухание, время выдержки 1сутки, перемешивание) → Пенообразователь (температура 40-45⁰С, перемешивание) → К скважине → Аэратор → Компрессор →Насос → Скважина.

2. Многокомпонентная пена:

Пресная вода → Стабилизатор пены (набухание, время выдержки 1сутки, перемешивание) → Пенообразователь (температура 40-45⁰С, перемешивание) → Нефть (перемешивание) → (70% смешивается с жидким стеклом, а 30% смешивается с хлористым кальцием) → К скважине → Аэратор → Компрессор →Насос → Скважина.

IV. Технология закачки пенной системы:

1. Проверка состояния забоя скважины.

2. Спуск НКТ до середины интервала или нижних перфорационных отверстий.

3. Закачка 2,0 – 2,5 объемов НКТ водного раствора ПАВ при открытом кольцевом пространстве на устье.

4. Закачка 2,0 – 3,0 м³ пенообразующего раствора (нижняя буферная жидкость) из которого получают пену.

5. Закачка пены, приготовленной на устье с использованием аэратора:

а) 50 – 100 м³ – двухфазная пены;

б) 20 – 60 м³ – многокомпонентная пена.

6. После вытеснения пеной 50% объема нижней буферной жидкости из НКТ в затрубное пространство, задвижку в затруб закрывают и продавливают пену в пласт.

7. Закачка 2,0 – 3,0 м³ пенообразующего раствора (верхняя буферная жидкость) того же состава, что и нижняя.

8. Закачка водного раствора ПАВ концентрацией 1% объемом 1,5 – 2,0 объема НКТ для продавливания пены вглубь пласта.

Расчет аэратора:

1. Определяют число отверстий в аэраторе:

,

где n – число отверстий; Q – количество нагнетаемого газа, м³/сут; q – пропускная способность одного отверстия, м³/сут (при d = 1,8 мм q = 0,122 м³/сут); Р – давление, развиваемое компрессором, МПа.

2. Максимальная пропускная способность отверстия:

Q_мах = 104r²,

где r – радиус отверстия.

3. Размер пузырька в пене:

,

где К – коэффициент пропорцианальности (К = 6); σ_ж-г – поверхностное натяжение на границе «жидкость – газ», мН/м.

4. Примерное количество отверстий (при подаче компрессора Q_г = 8 м³/мин)

5. Степень аэрации:

,

где Q⁰_г – расход газа при атмосферных условиях; Q_ж расход жидкости; Р₀ – атмосферное давление; Р – пластовое давление.

Наилучшие результаты получают при степени аэрации 1,5 – 2,0 в пластовых условиях.