Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

снижением плотности тампонажного раствора (по всей высоте зоны цементирования или выше кровли продуктивного пласта) путем применения облегчающих добавок или аэрацией;

уменьшением фильтратоотдачи тампонажных растворов путем добавок полимеров или применения растворов на углеводородной основе, что позволяет снизить эффект закупоривания фильтрационных каналов в коллекторе вследствие гидратации его глинистых компонентов, выпадения солевых осадков и проявления поверхностных сил;

креплением продуктивного пласта без цементирования с использованием гравийных фильтров, обсаживания продуктивного пласта перфорированной колонной - фильтром (хвостовиком), цементированием с установкой пакера в кровле продуктивного пласта и закачиванием тампонажного раствора за колонну через спецмуфту выше пакера и др.;

оставлением необсаженного (открытого) ствола в зоне продуктивного пласта со спуском и цементированием эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта.

Таблица 2.6.

Изменение газопроницаемости образцов после проникновения в них фильтрата цементного раствора

Площадь	Номер скважины	Интервал отбора керна, м	№№ образцов	Газопроницаемость, мкм2
				до автоклава	после первого опыта	после второго опыта
Северо-Восточная	120	3498 - 3504	П-3	1,5	0,0	0,0
То же	120	3538 - 3545	П-1а	20,0	17,0	11,0
-»-	120	3538 - 3545	П-1	11,0	5,5	1,5
-»-	120	3555 - 3563	П-4	20,0	7,5	1,5
-»-	-	3555 - 3563	П-110	39,0	2,4	15,1
Глубокий Яр	725	2067 - 2077	П-1	61,0	49,0	21,5
То же	720	1994 - 2022	П-1	299,0	311,5	223,5
Ключевая	190	3712 - 3717	П-6	1,5	1,0	0,5

Целесообразность применения того или иного мероприятия из перечисленных выше определяется геолого-физическими особенностями месторождений и устанавливается специальными исследованиями, которые требуют своего развития.

Качественное, надежное разобщение пластов при цементировании колонн приобрело особое значение на месторождениях, в разрезе которых водоносные горизонты удалены от нефтеносных на незначительное расстояние. Их отрицательное влияние проявляется особенно на заключительной стадии разработки месторождений. В последние годы с вводом в разработку месторождений со слабопродуктивными пластами и так называемыми «водоплавающими» залежами особенно остро встал вопрос о качестве разобщения пластов, отделения продуктивных частей разреза от водоносных.

В результате анализа технико-экономических показателей и баланса календарного времени испытания эксплуатационных скважин после окончания их бурения за несколько лет выявлено, что среднее время испытания одной скважины колебалось в пределах 17 - 18 сут. В подземном ремонте срок освоения больше. При этом производительное время составляет 30 %, т.е. около 5,4 сут., непроизводительное - 70 %, т.е. 12,6 сут., причем из них ожидание испытания занимает 22 % (4 сут.), простои - 44 % (8 сут.), остальное время, составляющее 3 - 4 % (0,6 сут.), уходит на ликвидацию осложнений и аварий. Примерно такая же картина вырисовывается при освоении скважин после их капитального ремонта.

При анализе состояния дел по вопросам освоения скважин после бурения и подземного ремонта прослеживается два направления по повышению эффективности работ в этой области:

улучшение организации работ с целью сокращения значительных (65 - 75 % общего времени строительства скважин) потерь непроизводительного времени;

разработка новых прогрессивных технических средств и технологических процессов.

Специальные жидкости (СЖ) для перфорации скважин. Кольматация перфорационных каналов значительно влияет на гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Однако сегодня на месторождениях в странах СНГ более 90 % объема работ по вторичному вскрытию пластов или их перепрострелу (при капитальном ремонте) проводится кумулятивными перфораторами в условиях превышения давления на забое скважины над пластовым. При этом по ныне действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнять эксплуатационную колонну таким буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости (СЖ) без твердой фазы или жидкости, вмещающие в себя кислоторастворимые наполнители.

Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в наше время прошла три этапа развития.

На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные исследований однозначно свидетельствуют, что в этих условиях имеет место кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, вследствие чего их пропускная способность уменьшается в 2 раза и более. Однако такая технология сегодня применяется на большинстве месторождений, чем наносится значительный ущерб народному хозяйству. Наши эксперименты на скважинах Озен-Суата (Затеречный - Ставрополье) на глубине 3400 м показали полную закупорку отверстий перфорации во многих случаях.

Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных жидкостей без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные растворы солей, полимерные соляные растворы на углеводородной основе (РУО) и некоторые другие. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенными частицами, которые попадают в СЖ во время ее приготовления, транспортирования и закачивания в скважину.

Основные источники загрязнения СЖ при закачке их в скважину - остатки бурового раствора в колонне, манифольде, задвижках и других элементах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворенных твердых частиц находится в технической воде и солях, которые используются для приготовления СЖ. В частности, концентрация взвешенных частиц в воде поверхностных источников, используемых на нефтепромыслах, колеблется от 50 мг/л (маломутные воды) до 250 мг/л и более (мутные). Как показали анализы проб, концентрация твердых частиц в СЖ после заполнения скважины достигает 1000 - 2000 мг/л. При таком загрязнении СЖ добиться положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно.

Третьим этапом технологии вторичного вскрытия (или перепрострела) пластов является введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц, что предусматривает замену бурового раствора в скважине на СЖ в несколько этапов:

- замену бурового раствора в эксплуатационной колонне;

- отмывание ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ (ПАВ) по закрытому циклу: емкость - насос - фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина - емкость;

- замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью. Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СЖ используются фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненных кварцевым песком, и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя практика подтверждает, что фильтрование снижает эту концентрацию только до 10 мг/л.

При выборе типа СЖ для заполнения зоны перфорации (и при перепростреле) необходимо руководствоваться правилами, реглментирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия.

К наиболее перспективным СЖ в условиях первичного и вторичного вскрытия пластов и их перепрострела с использованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей Na⁺, К⁺ и Са²⁺. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1400 кг/м³ следует использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелого СЖ - бромид кальция.

Буферные разделители. При порционном заполнении зоны перфорации СЖ важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СЖ. Этот буферный раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и во время следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инвертную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. К таким жидкостям может быть отнесена инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топливо - 48,5 %, эмультал - 1,5 %, вода - 50 %. Повышение плотности такой эмульсии достигается за счет ввода в нее мела или барита. В табл. 2.7 приведены некоторые рецептуры буферных жидкостей.

Таблица 2.7.

Буферные разделители

Номер рецептуры	Буферная жидкость	Контролируемые показатели свойств	Максимальная температура на применение, 0С
	компонент	объемная доля, %	плотность, кг/м3	условная вязкость, с	статическое напряжение сдвига через 1/10 мин., дПа	напряжение электропробоя, В
1	Дизельное топливо Эмультал Пресная вода	28-36 2 60-70	920-940	100-150	15-35/20-55	140-180	90
2	Дизельное топливо Эмультал Водный раствор * CaCl2	28-38 2 60-70	960-1200	120-180	15-40/25-70	150-200	90
3	Сырая нефть Эмультал Водный раствор * CaCl2	38 2 60	960-1160	130-135	18-20/30-35	180-250	90
4	Дизельное топливо Эмульгатор Водный раствор * CaCl2	27-37 3 60-70	960-1200	110-170	15-35/20-60	250-350	150

^* Плотность 1020-1380 кг/м³

На месторождениях предприятия «Кубаньгазпром» впервые в отечественной практике в широких промышленных масштабах нашел применение способ вскрытия продуктивного пласта путем перфорации в газовой среде. Наибольший эффект этот способ дает при переводе работы скважин с одного горизонта на другой, вышележащий или нижележащий, ранее не эксплуатировавшийся. После определения герметичности эксплуатационной колонны (если все ранее вскрытые объекты были изолированы) башмак насосно-компрессорных труб, оборудованный воронкой, устанавливается на 3 5 м выше верхнего интервала перфорируемого горизонта. Устанавливается фонтанная арматура, и производится обвязка скважины для освоения и работы ее в газопроводе. С помощью воздушного компрессора и цементировочного агрегата производится полное удаление из скважины жидкости глушения. Газом из шлейфа производится продувка скважины для удаления воздуха. Устанавливается лубрикатор, через который в скважину по НКТ спускаются до заданной глубины специально разрушающиеся перфораторы ПР-54 или ПР-43 и производится выстрел.

О вскрытии горизонта свидетельствует быстрый подъем давления на устье скважины. В зависимости от интервала перфорации производится дополнительно необходимое число спусков перфоратора. Плотность перфорации составляет 10 отверстий на 1 м, а длина вскрываемого фильтра за один спуск достигает 15 м.

Практикой установлено, что перед производством выстрела желательно в скважине создать максимальное избыточное давление газа из шлейфа. В этом случае значительно уменьшается интенсивность поступления пластового флюида из вскрытых отверстий и предотвращаются имевшие место случаи смятия каротажного кабеля, расположенного ниже башмака НКТ. После извлечения каротажного кабеля и демонтажа лубрикатора скважина в течение 1 2 ч. отрабатывается на факел, а затем подключается к коллектору для эксплуатации.

Высокая эффективность перфорации скважины в газовой среде обусловлена тем, что вскрываемый горизонт практически не контактирует с промывочной или специальной жидкостью, и скважина вводится в эксплуатацию сразу же после перфорации с максимально возможным дебитом.

2.3 ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ

Повышение качества ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах - это, в первую очередь обеспечение восстановления проницаемости ПЗП. Эти работы могут быть обеспечены двумя направлениями деятельности: разработкой составов жидкостей глушения и технологии, не оказывающих отрицательного влияния на нефтегазопроводность продуктивного пласта и ПЗП.

В России развитие получило пока только первое направление. В качестве жидкостей глушения скважин применяют буровые (глинистые) растворы, водные растворы минеральных солей (рассолы), растворы на углеводородной основе, пены.

Основные требования к ЖГ состоят в том, чтобы они не снижали проницаемости ПП и обеспечивали успешное проведение различных операций. Главные компоненты жидкостей глушения: жидкость (фильтрат), закупоривающие частицы, добавки различного назначения. Для низкопроницаемых коллекторов используются жидкости без твердой фазы.

После капитального или текущего ремонта почти во всех скважинах отмечается снижение продуктивности из-за загрязнения ПЗП. ЖГ должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине. Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического. Примером смешанного или химического воздействия является процесс глинизации пласта и его закупорки жидкостями. Механическое воздействие на пласт проявляется в закупорке пласта по стенке скважины и в призабойной зоне или в нарушении структуры пласта. Выбор ЖГ во многом определяется геолого-физическими условиями. Для выбора жидкости глушения на газовых площадях Кубани учитывают ряд факторов: снижение набухания глин, температуру замерзания, коррозийную стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, плотность, возможную опасность для персонала и окружающей среды. Уделяется внимание выбору жидкостей глушения в зависимости от ряда показателей назначения. В частности, выбор концентрации добавок солей к воде для приготовления различных жидкостей глушения с целью достижения ингибирования глин рекомендуется осуществлять в следующих пределах: для NаСl 5-10 %; СаС1₂ 1 - 4 %; КС1 1-3 %.

Плотность рассолов может составлять: NаС1 1-1,17; СаС1₂ 1-1,39; смесь NаС1 и СаС1₂ 1,2-1,4; КС1 1,0-1,16; смесь СаС1₂ и CaВr₂ 1,4-1,81 г/см³. Верхний предел плотности устанавливается, исходя из условий растворимости соли при рабочей температуре замерзания, или условий создания необходимого противодавления на пласт.

Скорость коррозии труб жидкостями глушения считается приемлемой и безопасной, если она составляет не более 0,125 мм в год.

Наиболее распространенной в настоящее время при неаномально высоких пластовых давлениях жидкостью глушения является раствор NаС1. Широкому применению этой жидкости способствуют недефицитность и дешевизна NаС1, его относительно хорошая растворимость в воде. Реже в качестве жидкости глушения используют водные растворы СаС1₂. Вместе с тем, в условиях низкопроницаемых заглинизированных коллекторов применение упомянутых жидкостей глушения приводит к значительному снижению продуктивности скважин после глушения, увеличению продолжительности процесса вызова притока после ремонта.

В качестве рабочих жидкостей для заканчивания и ремонта скважин, наряду с растворами NаС1, СаС1₂ используют растворы КС1, Nа₂SО₄, Nа₂СО₃, NаНСО₃, СаВr₂, К₂СО₃ и их смеси. Как показали проведенные в б.ВНИИКРнефти исследования для искусственных кернов (спрессованная смесь песка, 0,53 % глины, 3 % мела), значения для растворов КСl, Nа₂SО₄, СН₄Сl, Nа₂СО₃, NaНСО₃, К₃РО₄ находятся в пределах 95-100 %, для СаВr₂ - до 85 %, для К₂СО₃ составляют 115-120 %.

Таким образом, из названных реагентов только раствор К₂СО₃ является обрабатывающим, способным не только восстанавливать, но и повышать проницаемость глинистого песчаника-коллектора. Причина этой способности у растворов К₂СО₃ объясняется высокой активностью ионов калия и относительно небольшим (например, по сравнению с ионом хлора у КС1) гидратным числом у иона СО₃. Поэтому при ионообмене с глинистыми минералами К₂СО₃ образует более тонкие (чем КСl) гидратные оболочки на глинистых частицах, чем обеспечивается повышение пористости и, соответственно, проницаемости заглинизированных песчаников.

К уменьшению толщины гидратных оболочек глинистых частиц приводит их обработка водными растворами комплексонов. В частности, в 1,6-1,7 раза уменьшается коэффициент набухания глин, обработанных 1 %-ным раствором НТФ, по сравнению с коэффициентом набухания глин в воде.

В качестве жидкостей глушения используются также пена, метанол, дизтопливо, сырая нефть, эмульсионные растворы, минерализованная различными добавками (КСl, NaCl, СaСl₂, СaВr₂) вода.

Нефть и нефтеэмульсионные растворы могут с успехом применяться в качестве жидкостей глушения в пластах с водочувствительными глинами. Однако повышенная пожароопасность и сложность приготовления являются причинами, препятствующими их широкому внедрению. По аналогичным и другим причинам не нашли распространения в качестве жидкостей глушения метанол и дизельное топливо.

Анализ регламентов на испытание скважин ряда производственных объединений России и СНГ показал, что в качестве жидкостей для глушения и перфорации скважин использовали: раствор СаСl₂ с добавкой мела и ПАВ («Укрнефть»), водный раствор ПАВ (там же), пластовая вода («Пермнефть», «Бе-лоруснефть»), ВИЭР («Татнефть», «Саратовнефтегаз»), раствор СаСl₂ с добавками ПАВ («Саратовнефтегаз»), ИЭР («Куйбышевнефть», «Юганскнефтегаз»), ИБР («Коминефть», «Нижневолжскнефть»), нефть и пена («Белоруснефть»). В ПО «Уренгойгазпром» реализованы многокомпонентные блокирующие растворы; результативно использованы рецептура и технология глушения газовых скважин морозостойкой пеной в условиях АНПД, применяются нефтеэмульсионные растворы.

Проведенный анализ источников научно-технической информации по жидкостям глушения позволяет сделать следующие выводы:

- на проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов существенное влияние оказывает химическая природа жидкости глушения;

- определяющим фактором в проблеме сохранения коллекторских свойств пласта, наряду с химической природой жидкости глушения, является наличие в ней механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм;

- наиболее технологичными и безопасными в применении из-за простоты приготовления и взрывобезопасности являются солевые растворы на водной основе без твердой фазы;

- разработка новых эффективных составов жидкостей глушения может осуществляться на основе водных растворов химических соединений с повышенными ингибирующими способностями по отношению к глинистой фазе коллектора, а также растворов на этой основе, содержащих растворимую твердую фазу;

- применение новых составов жидкостей глушения на водной основе «без твердой фазы» должно сопровождаться очисткой (используемого оборудования, скважины), при которой в призабойную зону исключается проникновение нерастворимых твердых мехпримессей с диаметром частиц 2 мкм.

Проблема наиболее полного использования добывных возможностей скважин в последние годы становится все более актуальной, так как условия разработки месторождений углеводородов усложняются в связи с вводом в эксплуатацию низкопродуктивных залежей. Основными условиями обеспечения наиболее полного решения этой задачи являются сохранение и улучшение коллекторских свойств ПЗП и пласта в процессе воздействия на них заканчивания и ремонта скважин. Решение этой задачи не может быть обеспечено без правильного выбора солевых составов, используемых в качестве жидкостей глушения и перфорации.

При проведении исследований для приготовления обрабатывающих жидкостей используются порошкообразные компоненты, поташ (К₂СО₃), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), хлористый натрий (NаСl), хлористый кальций (СаСl₂), технический пентаэритрит, который представляет собой смесь формиата натрия, пентаэритрита, бисульфита натрия и в небольших количествах сахаристых веществ. Смесь хорошо растворима в воде. Растворы технического пентаэритрита имеют низкую температуру замерзания.

Исследования эффективности воздействия солевых составов проводились на искусственном керновом материале и оценивались по коэффициентам восстановления проницаемости кернов. Для исследования были сформированы искусственные керны, содержащие глинистые минералы. Пригодность кернов к исследованию определялись по их начальной воздухопроницаемости. Определение коэффициента восстановления проницаемости проводилось на установке УИПК-1-М по следующей методике (согласно РД 39-0147009-510-85).

образец керна насыщается 3 %-ным раствором СаСl₂;

создается гидрообжим образца керна;

осуществляется фильтрация через образец керна трансформаторного масла (ГОСТ 982-80) с постоянной объемной скоростью Q = 0,05 см³/с;

после стабилизации фильтрации (20-30 мин.) определяется начальная маслопроницаемость образца:

где Q - объемная скорость фильтрации, м³/с;

- вязкость трансформаторного масла, при 30°С = 1,31 Пас;

l, Р - соответственно длина (в см) и площадь поперечного сечения (в см²) керна;

Р₀ - давление на входе в образец керна до его обработки солевым раствором, МПа;

5) образец керна насыщается испытываемым солевым раствором и выдерживается в течение заданного времени;

6) вытесняется солевой раствор трансформаторным маслом;

7) после стабилизации фильтрации определяется маслопроницаемость образца керна, обработанного солевым раствором, по вышеприведенной формуле, где вместо Р₀ берется Р, т.е. давление на входе образца керна.

Воздействие солевого раствора на керновый материал оценивают коэффициентом восстановления проницаемости В = (К₀/К₁) 100 % в соответствии с отраслевой инструкцией РД 39-0147009-510-85.

Наиболее перспективными в плане повышения естественной проницаемости кернового материала являются (табл. 2.8) солевые растворы на основе поташа (К₂СО₃). Удовлетворительные результаты дает использование в качестве жидкостей глушения растворов технического пентаэритрита. Однако он значительно уступает поташу в утяжеляющей способности и выпускается промышленностью в виде водного раствора плотностью 1,22-1,24 г/см³. Таким образом, исследования на искусственном керновом материале показали, что наибольшим эффектом по повышению исходной проницаемости кернового материала обладают солевые растворы на основе поташа. В настоящее время только растворы на основе К₂СО₃ являются обрабатывающим материалом, способным не только восстанавливать, но и повышать проницаемость глинистого песчаника.

Таблица 2.8.

Значения коэффициентов восстановления проницаемости искусственных кернов при обработке рабочими жидкостями на водной основе

Номер опытов	Состав	Соотношение компонентов (объемная доля в %) добавки к объему раствора	Плотность, г/см3	, %
1	КС1		1,15	108
2	NаС1 + КСl		1,15	102
3	NаС1 + КСl		1,15	98
4	NаС1	5 % КСl	1,15	100
5	КСl	5 % К2СO3	1,15	122
6	КСl	5 % К2СО3 + 2 % НТФ	1,15	127
7	К2СO3	-	1,03	126
8	К2СO3	-	1,50	131
9	К2СO3	2 % НТФ	1,15	145
10	Nа2СО3	-	1,15	95
11	СаСl2	-	1,15	105
12	Технический пентаэтрит	-	1,15	117
13	Технический пентаэтрит	2 % НТФ	1,15	122
14	NаСl	-	1,10	85

Исследовалась (П.П. Макаренко) динамика изменения коэффициента восстановления проницаемости кернов в зависимости от времени контакта с используемой средой (рис. 2.1), а также влияние массовой доли поташа (рис. 2.2) и комплексонов (рис. 2.3) на коэффициент восстановления проницаемости. Исследования на коррозионную активность составов для глушения скважин и температуру их замерзания показали целесообразность их использования на практике.

Результаты изучения данной проблемы приводят к следующим выводам:

1. В качестве жидкостей глушения и перфорации, не снижающих проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов, могут быть рекомендованы солевые составы без твердой фазы (не содержащие частиц размером более 2 мкм) на основе поташа (К₂СО₃) с добавками комплексонов (НТФ, ОЭДФ), так как они не только сохраняют, но и увеличивают естественную проницаемость кернового материала.

2. Солевые составы на основе поташа и комплексонов отличаются низкой коррозионной активностью.

3. Температура замерзания растворов поташа обеспечивает возможность круглогодичного использования их в качестве технологических жидкостей глушения.

Особые сложности глушения газовых и газоконденсатных скважин возникают в скважинах с низкими пластовыми давлениями (р_пл = (0,1 - 0,8) р_гидр).

С целью исключения снижения проницаемости призабойной зоны при глушении скважин с пластовым давлением ниже гидростатического используется более перспективный метод глушения скважин - метод применения двухфазных и трехфазных пен с использованием эжектора.

2.4 ПЕНЫ

Перспективным для глушения скважин с пластовым давлением ниже гидростатического (особенно на завершающей стадии разработки месторождений) является способ и технология глушения с применением двух- и трехфазных пен. Их применение предполагает снижение или полное устранение репрессии на продуктивный пласт путем регулирования плотности пены и снижения интенсивности поглощения, или полное его прекращение путем регулирования структурно-механических свойств пены. В результате предотвращения поглощения пены продуктивным пластом достигается сохранение его естественной проницаемости.

В состав двухфазных пен входят - вода, ПАВ - пенообразователь и стабилизатор из группы водорастворимых полимеров, а трехфазных пен - дополнительно высокодисперсная твердая фаза.

Состав двухфазных пен

Для освоения скважин и удаления продуктов кислотной реакции используются двухфазные водные и кислотные пены:

продукты реакции кислоты + пенообразователь: неионогенные ПАВ 0,3 - 0,5 % ОП-7, ОП-10, превоцелл;

продукты реакции кислоты + пенообразователь: ДС-РАС, дисолван, сульфонол, «Прогресс», превоцелл, ОП-10 + метанол 20 - 40 %.

Спиртокислотная пена имеет преимущества по сравнению с обычной кислотой; она позволяет увеличить охват пласта обработкой по его толщине и размерам его поровых каналов, снизить поверхностное натяжение закачанного и нейтрализованного раствора кислоты, уменьшить скорость реакции, воздействовать на тонкопоровые каналы пористой среды, облегчить удаление продуктов кислотной реакции, глинистых загрязнений и воды из пласта и вынос их на поверхность, предотвратить гидратообразование.

Состав трехфазных пен

Анионные ПАВ 1 - 1,5 %: ПО-1Д, «Прогресс», ДС-РАС, КЧНР и сульфонол;

стабилизатор: КМЦ, ММЦ 0,5 - 1,0 %;

высокодисперсная твердая фаза: бентонит 10 %.

Анионные ПАВ повышают стабильность трехфазных пен, которая достигает 600 - 700 мин.

Неионогенные ПАВ 1,5 - 2 %; ОП-10, неонол;

стабилизатор КМЦ; ММЦ 0,5 - 1,0 %;

высокодисперсная твердая фаза: бентонит 2 - 10 %.

Повышение содержания высокодисперсной фазы (бентонита) увеличивает устойчивость трехфазных пен в 10 - 50 раз. Применение ОП-10 исключает выпадение в призабойной зоне осадка при контакте с пластовыми водами.

Сульфонол 0,2 - 0,3 %;

КМЦ 3,5 %;

известь пушонка, химически

осажденный мел 0,5 - 2,0 %;

вода все остальное

Свойства:

плотность 0,9 - 1,1 г/см3;

условная вязкость по ПВ-5 700 - 800 с;

водоотдача 4 см за 30 мин. по ВМ-6

СНС 1/10 1,5/3,0 дПа

2.5 ГЛУШЕНИЕ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОНЦЕНТРИРОВАННЫХ МЕЛОВЫХ СУСПЕНЗИЙ

В ООО «Кубаньгазпром» совместно с СевКавНИИгазом разработан способ глушения пласта на время ремонта концентрированной меловой суспензией на основе химически осажденного мела (меловая паста). Метод основан на способности последней в силу высокой дисперстности твердой фазы создавать в приствольной части пласта непроницаемый барьер, исключающий контактирование пород коллектора с рабочей жидкостью, находящейся в стволе скважины. При необходимости (после окончания ремонта) меловой барьер может быть разрушен солянокислотной обработкой, и гидродинамическая связь скважины с пластом восстанавливается. Определяющее значение при этом имеет то обстоятельство, что химически осажденный мел в силу высокой степени чистоты при взаимодействии с соляной кислотой не образует твердых осадков, а водный раствор хлористого кальция легко удаляется из пласта при освоении. Выделяющийся при реакции углекислый газ, способствуя разгазированию бурового раствора, или ЖГ, облегчает и ускорят процесс освоения. Метод широко реализован.

Химически осажденный мел представляет собой тонкодисперсный, микрокристаллический порошок, получаемый в промышленности карбонизацией известкового молока Са(ОН)₂ двуокисью углерода (СО₃). Содержание углекислого кальция колеблется в пределах 96 - 98 %, влажность составляет 1 - 1,5 %. Содержание примесей, не растворимых в соляной кислоте, изменяется в пределах 0,15 - 0,2 %, что практически исключает возможность загрязнения коллектора продуктами реакции.

В качестве стабилизатора - структурообразователя, придающего неустойчивым меловым суспензиям упругопластические свойства, используется КМЦ. КМЦ наиболее полно отвечает требованиям, предъявляемым к реагентам-стабилизаторам меловых суспензий. Для стабилизации меловых суспензий можно использовать КМЦ со степенью полимеризации от 300 до 600, причем его стабилизирующая способность и термостойкость возрастают с увеличением степени полимеризации. Условная вязкость 5 % водного раствора КМЦ-300 составляет 50 - 70 с., КМЦ-500 250 - 300 с.

На основе данных лабораторных и промысловых исследований рекомендуются следующие составы для временного блокирования пласта при глушении скважин:

мел химически осажденный (2,7 - 2,8 г/см³) 35 - 40 %;

вода пластовая (1,01 - 1,05 г/см³) 58 - 63 %;

КМЦ-500 (или в переводе на КМЦ-500) 1,5 - 2,5 % (все в весовых %).

При этом технологические параметры суспензии после выдерживания в течение 5 - 6 часов при t = 100°С изменяются в следующих пределах:

= 1,28 - 1,31 г/см³, водоотдача (по ВМ-6) = 4 - 10 см³ за 30 мин., условная вязкость = 300 - 600 с., суточный отстой жидкой фазы = 1 - 2 %.

В нормальных условиях водоотдача достигает 20 см³ за 30 мин., вязкость 1000 с., суточный отстой 0.

В сильно поглощающих скважинах (50 - 70 л/мин.) необходимо использовать суспензию с максимальным содержанием мела (40 %) или добавлять 10 - 15 % строительного мела.

Состав и параметры меловой суспензии, используемой для перфорационных работ, несколько отличаются от описанных выше. Это объясняется необходимостью свободного перемещения перфоратора в намечаемом к прострелу интервале:

- мел химически осажденный -- 30 - 32 %;

- пластовая вода -- 65 - 67 %;

- КМЦ-500 -- 2,5 %.

С параметрами в нормальных условиях: плотность 1,25 - 1,26 г/см³, вязкость (условная) 400 - 600 с, водоотдача 10 - 12 см³ за 30 мин., СНС 4 - 6 дПа, стабильность 0,02 г/см³, суточный отстой 0,3 %. После термостатирования (100 - 140°С): 1,22 - 1,26 г/см³, вязкость по ПВ-5 200 - 300 с., водоотдача 12 - 14 см³ за 30 мин., стабильность 0,01 г/см³, суточный отстой 0,3 %.

Порядок приготовления суспензии

После определения необходимого количества суспензии и выбора ее состава в 50 % общего объема воды растворяют КМЦ до получения однородной по вязкости массы. При использовании воронки или гидросмесителя для этого достаточно 30 мин.

В оставшихся 50 % воды затворяют мел. При помощи гидросмесителя интенсивно перемешивают получившуюся суспензию в течение 30 мин.

Оба раствора смешивают и, перемешивая в течение 1 часа, добиваются необходимых параметров.

2.5.1 ОСОБЕННОСТИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ БЛОКИРОВАНИЕМ ПЛАСТА

Применение указанного метода рекомендуется при выполнении следующих ремонтных операций:

1) ревизии насосно-компрессорных труб и других подземных ремонтов;

2) переоборудовании скважин под плунжерный лифт;

3) ликвидации межколонных пропусков и замене устьевого оборудования;

4) временной консервации скважин;

5) устранении негерметичности эксплуатационных колонн с местом нарушения выше объекта разработки;

6) изоляции пластовых вод путем установки цементного моста с целью отключения нижней части объекта.

Промысловые эксперименты показали высокую эффективность перфорационных работ в среде меловой суспензии, в частности, при:

а) вскрытии объектов с низким пластовым давлением;

б) расширении (дострел) фильтра;

в) приобщении нового объекта;

г) повторной перфорации;

д) возвратных работах на ниже- и вышележащие горизонты.

Технологические схемы блокирования пласта при глушении скважин могут быть различными.

ПЕРВАЯ СХЕМА

Скважина заполнена газом.

Последовательность операций.

С целью очистки забоя скважина кратковременно продувается в атмосферу.

Для первичного блокирования часть расчетного количества пасты (от 1/3 до 1/2) закачивается по насосно-компрессорным трубам на забой.

Резкое повышение давления закачки свидетельствует о начале блокирования, и газ медленно, в темпе закачки, выпускается в атмосферу вплоть до появления циркулирующей жидкости.

Остальная паста транспортируется на забой сифоннымспособом и расходуется в зависимости от вида ремонта или идет на задавку в пласт (при длительном ремонте, высоких гидродинамических давлениях), или на заполнение части ствола в интервале существующего, или намечаемого к перфорации объекта.

ВТОРАЯ СХЕМА

Скважина имеет на забое столб жидкости, создающий противодавление, равное пластовому давлению (обводнившаяся скважина).

Рекомендуются два равноценных варианта.

Первый вариант

1. Скважина «разряжается» в атмосферу.

2. По насосно-компрессорным трубам закачивается расчетное количество меловой пасты и проталкивающая жидкость, объем которой равен объему насосно-компрессорных труб.

3. В затрубное пространство закачивается буровой раствор, объем которого равен объему затрубного пространства в интервале от устья до уровня пластовой воды.

4. Созданием избыточного давления расчетное количество меловой пасты залавливается в пласт.

5. Излишки меловой пасты удаляются из скважины обратной промывкой.

6. Выполняются работы по изоляции пластовых вод, предусмотренные планом ремонта (установка цементного моста без давления или взрывного пакера с заливкой небольшого количества цементного раствора желонкой).

Скважина «разряжается» в атмосферу.

Замеряется уровень жидкости, определяется его высота Н и соответствующий ему объем жидкости V (рис. 2.4).

По насосно-компрессорным трубам закачивается расчетное (принятое) количество меловой пасты V_п и продавливающей жидкость V_пр, объем которой равен объему насосно-компрессорных труб в интервале высоты жидкости (h), вытесненной меловой пастой в кольцевое (затрубное) пространство.

Пример расчета.

Известно:

Высота столба жидкости в скважине, Н = 500 м.

Диаметр эксплуатационной колонны, Д= 146 мм.

Диаметр насосно-компрессорных труб, d_тр = 89 мм.

Объем меловой пасты, V_п = 2000 л.

Объем столба жидкости в скважине, V_пв = 5410 л.

Объем одного погонного метра 89 мм труб, V_тр = 4,52 л.

Объем 1 пог. м кольцевого пространства, V_к = 6,3 л.

Пластовое давление, Р_пл = 50 кг/см² (5МПа).

Насосно-компрессорные трубы опущены до нижних дыр фильтра. Требуется определить объем проталкивающей жидкости (вода, обработанная ПАВ).

При доставке меловой пасты (V_п = 2000 л) на забой объем пластовой воды (жидкости) V_пв = 5410 л, вытесняется в затрубное пространство и образует столб высотой:

Для уравновешивания столба h необходимо закачать продавливающую жидкость, объем которой равен:

Следовательно, для транспортировки меловой пасты объемом 2000 л на забой «сифоном» необходимо закачать по насосно-компрессорным трубам 3887 л продавливающей жидкости. При этом достигается равенство уровней жидкостей (воды и меловой пасты) в скважине, равномерное распределение меловой пасты в заданном интервале и обеспечивается безопасность проведения ремонтных работ, поскольку гидростатическое давление будет превышать пластовое более чем в два раза.

Насосно-компрессорные трубы поднимают выше меловой пасты, и восстанавливают циркуляцию.

Выполняются работы по изоляции пластовых вод (аналогично пп. 4, 5, 6 первого варианта).

Основные элементы схем блокирования при выполнении различных видов ремонтных работ состоят в следующем. В качестве примера опишем последовательность операций при изоляции притока пластовых вод с отключением нижней части фильтра (позиция 8 ).

а) Дренируемый интервал, состоящий из трех объектов, блокируется меловой суспензией. Причем, способ блокирования выбирается, исходя из поглотительной способности скважин. При значительных поглощениях (3 - 4 м³/час) суспензия высокой вязкости (до 1000 с. по ПВ-5) транспортируется на забой и оставляется в интервале фильтра на 6 - 8 часов, в течение которых происходит постепенное закупоривание пор пласта частицами мела. Скважина заполняется пластовой или технической водой, обработанной ПАВ. При небольших поглощениях ли их отсутствии для ускорения ремонтных работ применяется блокирование под давлением, когда суспензия в расчетном объеме задавливается в поры пласта, после чего восстанавливается циркуляция, и продолжаются ремонтные работы. В качестве рабочих жидкостей во всех случаях рекомендуется пластовая или техническая вода, обработанная ПАВ, тяжелый конденсат и дизтопливо.

б) Установкой цементного моста отсекается нижний обводнившийся пласт.

в) Оставшиеся два верхних газонасыщенных пласта деблокируются путем солянокислотной обработки под давлением. В скважинах, не склонных к поглощениям, после перфорационных работ в меловой среде чаще всего достаточно проведения солянокислотной ванны.

г) Приступают к освоению скважины.

Кроме основных схем временного блокирования пласта, может использоваться метод доставки меловой пасты в интервал, намечаемый к перфорации, с помощью желонки. Эта работа выполняется геофизической партией непосредственно перед перфорацией заданного объекта, что позволяет упростить технологию закачи меловой пасты и сократить количество спуско-подъемных операций. Применение этого способа рекомендуется при перфорации объектов, не превышающих 10 - 13 м.

2.5.2 ДЕБЛОКИРОВАНИЕ ПЛАСТА И ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН

При взаимодействии соляной кислоты с химически осажденным мелом образуется водный раствор хлористого кальция (СаС1₂) и углекислый газ (СО₂), легко удаляемые из пор пласта в процессе освоения. Реакция протекает по следующей схеме:

СаСО₃ + 2НСl = СаСl₂ + Н₂О + СО₂.

Хлористый кальций (СаСl₂) хорошо растворим в воде. При температуре 100°С растворимость его достигает 180 г на 100 г воды. Вязкость 20 %-ного раствора СаСl₂ не превышает 16 с. (по ПВ-5).

Учитывая критические константы для углекислоты (давление Р_кр = 7,29 МПа, температура Т_кр = + 31,3°С), можно утверждать, что во всех случаях, когда кислота взаимодействует с мелом при температуре выше 31,3°С, реакция при любом давлении происходит с выделением СО₂ в виде газовой фазы. Выделяющийся углекислый газ создает дополнительную энергию, способствующую процессу освоения.

Технология деблокирования призабойной зоны выбирается с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины и процесса блокирования при глушении. Возможны следующие варианты:

1. Обработка пласта кислотой в скважине, заполненной природным газом или воздухом. По первому варианту скважину перед освоением тщательно промывают водой, доставляют необходимое количество кислоты в интервал фильтра и в момент появления ее у верхних отверстий фильтра закрывают затрубное пространство. При этом после кислоты в общем объеме продавливающей жидкости закачивается 3 - 4 м³ газового конденсата (для предотвращения контактирования воды с породами пласта). При пластовых давлениях в 3 - 4 раза меньше гидростатических в качестве рабочей жидкости при блокировании и деблокировании желательно использовать стабильный конденсат. После этого созданием избыточного давления с помощью агрегата (например, ЦА-320) кислота задавливается в пласт. Чтобы избежать прорыва кислоты на отдельном участке фильтра и ухода ее в глубь пласта, задавку кислоты необходимо вести интенсивно, с поддержанием начального давления до окончания процесса.

По окончании деблокирования пласта немедленно приступают к освоению скважины методом аэрации, так как кислота реагирует с химически осажденным мелом очень быстро, и времени, затрачиваемого для аэрации жидкости в скважине, вполне достаточно для полной реакции. Промедление в начале освоения может привести к поглощению пластом продуктов реакции и части рабочей жидкости и снижению эффективности способа. Следует иметь в виду, что способ оттеснения продуктов реакции в глубь пласта, часто применяемый при кислотных обработках на более раннем этапе разработки, совершенно не приемлем на завершающей стадии, когда чувствительность скважин к засорению пласта резко возрастает.

Процесс освоения скважины способом аэрации целесообразно проводить в такой последовательности.

При открытой факельной линии начать закачку в затрубное пространство воды, обработанной сульфонолом (0,1 % концентрации, здесь и далее в пересчете на активное вещество), и воздуха. Агрегат ЦА-320 работает на второй скорости, компрессор УКП-80 с максимальной производительностью 8 м³ в мин. Закачку в указанном режиме производить до выхода аэрированной воды на «факел».

Увеличить концентрацию сульфанола в закачиваемой воде до 0,4 % (работа агрегата ЦА-320 на первой скорости компрессора прежняя). Закачку в указанном режиме производить до получения на факеле аэрированной воды с пеной.

Увеличить концентрацию сульфонола до 0,8 %. Агрегат ЦА-320 работает на первой скорости в режиме: 10 мин. работы, 15 мин. остановки. Компрессор работает постоянно в прежнем режиме. Аэрацию вести в указанном режиме до получения на факеле обильной пены.

Концентрация сульфонола в воде доводится до 1 %. Работа агрегата на первой скорости и малых оборотах в режиме: 5 мин. работы, 20 мин. остановки. Аэрацию вести до интенсивного выхода пены.

Компрессор продолжает работать с постоянной максимальной производительностью, агрегат прекращает работу. Такой режим поддерживается до полного освоения скважины. Оптимальным режимом освоения скважины описанным выше способом надо считать процесс, проводимый при давлениях на агрегате и компрессоре в пределах 20 - 60 кг/см² (2 - 6 МПа).

При этом минимальное общее время, затраченное на опорожнение скважины глубиной 2500 м, должно составлять 7 - 8 часов, и распределяться по циклам следующим образом:

I цикл 1 час 30 мин.

II цикл 1 час 30 мин.

III - IV цикл 3 часа.

Для образования устойчивых пен в процессе освоения можно рекомендовать, кроме сульфонола, следующие химреагенты: ДНС-А, превоцелл, дисолван, лисапол, ОП-4, ОП-10, ДС-РАС и др.

Качественное деблокирование (в равной мере и блокирование) пласта достигается при условии установки башмака насосно-компрессорных труб на расстоянии не более 5 м от нижних отверстий интервала перфорации. С целью уменьшения сроков освоения скважины в 1,5 - 2 раза рекомендуется процесс освоения производить с помощью 2-х компрессоров типа УКП-80 с некоторыми поправками в режиме работы агрегата. При наличии газа высокого давления можно использовать его для освоения скважин, хотя такой прием неизбежно связан с потерями газа.

2. По второй схеме скважину осваивают способом аэрации, описанным выше, без предварительного деблокирования, и при получении притока газа или при полной продувке скважины воздухом доставляют расчетное количество соляной кислоты на забой, продавливая ее в призабойную зону газом или воздухом путем создания давления в трубном и затрубном пространствах одновременно. При этом необходимо использовать максимально возможное давление компрессора или газа из шлейфа. По окончании реакции (1,5 - 2 часа) скважину осваивают путем отработки на факел.

Освоение по II схеме целесообразно применять в скважинах, где пластовые давления не превышают 60 кг/см² (6 МПа), блокирование пласта и ремонт проводились без избыточных давлений, а лифтовые трубы опущены до нижних дыр фильтра или установлены с упором на забой.

 Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных СКВАЖИН

На заключительной стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений, как правило, возникает ряд осложнений, которые ухудшают условия эксплуатации скважин и снижают добывные возможности. Одним из таких осложнений является процесс накопления на забое и в стволе скважины жидкости, которая не выносится на поверхность из-за недостаточных скоростей восходящего потока газа.

На истощенных месторождениях основными методами удаления жидкости признаются те, которые дают возможность удалять жидкость и не создавать давление, уменьшающее возможность использования пластовой энергии для подъема углеводородов. Проблема чрезвычайно важная и актуальная.

Несмотря на широкое применение метода удаления жидкости из скважин с использованием ПАВ, известные в литературе физико-математические модели этого процесса не в полной мере отображают эффекты, сопровождающие движение пенных систем в трубах. Это связано с тем, что все известные модели базируются на уравнениях, где вторая фаза учитывается через аддитивное изменение плотности смеси. При этом не рассматриваются истинные концентрации фаз, отображающие гравитационные потери. Влияние же концентраций ПАВ оценивается интегрально через общие эффекты пенообразования.

П.П. Макаренко предпринята попытка описания пенного процесса удаления жидкости на основе дифференциальных уравнений движения газожидкостных систем:

уравнение неразрывности

уравнение движения

где ₁, ₂ - объемные расходные концентрации фаз: ₁ = 1-₂

₁, ₁ плотности жидкости и газа соответственно;

_см = ₁ + ₂ приведенные скорости смеси, жидкости и газа соответственно;

D диаметр труб;

_см коэффициент гидравлического сопротивления пенной системы;

₁, ₂ истинные концентрации жидкости и газа; ₁ = 1-₂;

G_см расход смеси.

В этих уравнениях параметром, определяющим гравитационные потери в лифте скважины, является величина ₁ - истинное содержание жидкости. При эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений эти потери являются определяющими. Закономерности изменения ₁ для газожидкостных смесей без ПАВ достаточно полно изучены в широком диапазоне изменения рабочих параметров и физических свойств смеси.

3.1 ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИНЫ С ПОМОЩЬЮ ПЕНООБРАЗУЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

На истощенных месторождениях основным способом удаления жидкости из скважины утвердился способ вспенивания ее жидкими растворами ПАВ для обеспечения выноса потоком газа на поверхность. В промысловой практике водные растворы пенообразующих ПАВ вводятся в затрубное пространство работающих скважин. В зависимости от количества накапливающейся на забое и в лифтовой колонне скважин жидкости обработки их производятся от 1 - 2 раз в неделю до 1 - 3 раз в день.

Для ввода растворов ПАВ в скважины наиболее широкое распространение нашли ингибиторные установки УИ-1. Этими установками обычно оборудуются те скважины, которые требуют обработки не реже одного раза в день. В случаях необходимости обработки скважин один раз в сутки и более применяются автоматические устройства «Лотос-1», позволяющие автоматически вводить раствор ПАВ в затрубное пространство скважин в зависимости от изменения перепада давления буферного и затрубного пространства или через определенные промежутки времени. Для автоматического ввода растворов ПАВ в скважины широкое применение нашло упрощенное устройство, принцип действия которого основан на использовании часового механизма прибора ДЛ-430 или других самопишущих приборов. Через заданные промежутки времени (1 - 4 раза в сутки) часовой механизм с помощью пневматического реле выдает сигнал на открытие клапана для ввода раствора в скважину.

В случаях, когда обработка скважин производится не ежедневно, широко используются передвижные насосные установки (например, агрегаты ЦА-100).

На эффективность проводимых работ оказывают влияние:

минерализация и состав пластовых вод;

количественное соотношение воды и конденсата в удаляемой жидкости;

тип используемого ПАВ;

концентрация рабочих растворов ПАВ;

частота ввода раствора ПАВ в скважину и ряд других факторов.

Экспериментально установлено, что из всех компонентов пластовых вод на пенообразующие свойства ПАВ наибольшее негативное влияние оказывают соли кальция и магния. Обычно максимальному значению содержания в пластовой воде солей кальция и магния соответствует и максимальное значение общей минерализации. Пенообразующие свойства ПАВ значительно ухудшаются при повышении содержания ионов кальция в воде. Аналогичное влияние на пенообразующие свойства ПАВ и соответственно на эффективность удаления жидкости из скважин оказывает содержание в ней газового конденсата.

Итак, вода, скапливающаяся в стволах и на забое газовых и газоконденсатных скважин, различается как по общей минерализации, так и по составу солей. На процесс ценообразования заметное влияние оказывают в основном соли кальция и магния. Исходя из этого, пластовые воды, приуроченные к газовым и газоконденсатным месторождениям, по содержанию солей кальция и магния разделены на три типа. К водам первого типа относятся воды, в которых соли кальция и магния или отсутствуют, или их содержание в воде настолько мало, что они не оказывают существенного влияния на пенообразующие способности ПАВ. Суммарное содержание солей кальция и магния менее 0,1 г/л. Воды второго типа наиболее часто встречаются в пластовых условиях месторождений. Суммарное содержание солей кальция и магния составляет от 0,1 до 1 г/л. К водам третьего типа относятся воды, в которых содержание указанных солей превышает 1 г/л.

В зависимости от типа вод для удаления жидкости из скважин подбирается определенный тип пенообразователя и его концентрация. Наиболее благоприятные условия для ценообразования имеют место в скважинах, где содержатся воды первого типа. В этом случае для удаления жидкости в качестве пенообразователей могут быть использованы большинство ПАВ как ионогенные, так и неионогенные.

Для удаления вод второго типа, в связи с ухудшением пенообразующей способности ПАВ из-за повышения минерализации, требуется повышение концентрации рабочих растворов ПАВ. Для удаления вод третьего типа применение анионоактивных ПАВ становится неэффективным. Объясняется это взаимодействием ПАВ с ионами Са²⁺ и Мg²⁺ , в результате чего образуются нерастворимые соединения, и пенообразующая способность ПАВ ухудшается. С учетом изложенного для удаления жидкости из газовых скважин подобраны пенообразователи и разработаны оптимальные концентрации их растворов для вод различной минерализации (табл. 3.1).

...