Ингибирующие добавки
Приготовление буферных жидкостей глушения
Отпуск жидкостей глушения
Отпуск ЖГ и их разбавление до требуемой плотности необходимо производить через специально оборудованные расходомеры и отапливаемые узлы учета.
При реализации методов интенсификации добычи нефти пластовое давление на значительном количестве участков месторождений сильно понижено. Это приводит к повышенному поглощению ЖГ в ПЗП. Использование в таких случаях облегченных ЖГ сопряжено с применением углеводородов ("мертвой" нефтью), что увеличивает пожарную опасность проведения операций по глушению скважин.
Для предотвращения повышенного поглощения предлагается использование буферныхжидкостей, обладающих пониженной способностью к фильтрации в пористую среду. Буферная жидкость должна иметь плотность немного выше плотности базовой жидкости глушения, вследствие чего будет располагаться на забое скважины напротив интервала перфорации и предотвращать проникновение в пласт базовой ЖГ.
Кроме того, мы должны понимать, что находящаяся в забойной части скважины жидкость при проведении спуско-подъемных операций постоянно мигрирует из скважины в пласт и обратно в скважину.
Состав "ГЭС" готовится в специально оборудованной мешалке, наличие которой желательно на каждом растворном узле. Перемешивание состава обеспечивается механической мешалкой и центробежным насосом. Высокие качественные показатели эмульсии получаются в случае ее приготовления в стационарных условиях с применением установки ВСП-0,25, работающей на принципах вибрационно-
магнитной активации и позволяющей получить эмульсии множественного типа.
Состав "ДИСИН" производится промышленно, и на растворных узлах предполагается лишь его хранение и отпуск. Для хранения "ДИ-СИНа" растворный узел должен быть оснащен отдельной емкостью, объемом не менее 20 м3. Необходимо помнить, что хранение "ДИ-СИНа" при температуре окружающего воздуха ниже минус 25 °С недопустимо.
Для предотвращения процессов набухания глин, солеотложения, снижения коррозионной агрессивности жидкостей глушения в них предлагается добавлять химические реагенты — ингибиторы.
Ингибиторы подавления набухания глин и гидрофобизаторы представляют собой катионоактивные поверхностно-активные вещества. Эти соединения обладают высокой адсорбционной способностью к поверхности полимиктового песчаника, в результате чего подавляются процессы набухания и диспергирования пелитовой части горной породы и происходит инверсия смачиваемости пористой среды. Реагенты, рекомендованные к применению в качестве ингибиторов подавления набухания глин, представлены в таблице 4.2.2.
Ингибиторы коррозии предполагается добавлять на стадии хранения растворов солей для предотвращения коррозии емкостей и недопущения насыщения растворов продуктами коррозии. Следует отметить, что катионоактивные ПАВ являются веществами комплексного действия и могут не только снижать набухаемость глин, но и предотвращать коррозию скважинного оборудования. В качестве таких эффективных и доступных ингибиторов могут быть рекомендованы: Каталин, Дон-52, Азол CI-130, Додикор, при концентрации 0,2-0,5% (в зависимости от типа ингибитора).
Ингибиторы солеотложений применяют для предотвращения выпадения осадков солей при контакте ЖГ с пластовыми водами. Вы-
Таблица 4.2.2. Ингибиторы набухания глин
Ингибитор______ Концентрация, % Дозировка, л/м-
НефтенолГФ0,22
Синод КАМ0,55
КВВ-1 0,5 5
Рис. 4.2.2. Схема расстановки оборудования при глушении скважины и сборка линий
бор ингибитора должен осуществляться с обязательным учетом состава пластовых вод. В качестве ингибиторов солеотложения могут быть использованы реагенты: НТФ, ОЭДФ, ПАФ 13 А, СНПХ-5311. Дозировка ингибиторов солеотложения составляет примерно 50 г на 1 м3 ЖГ. Добавка ингибиторов солеотложения в ЖГ обязательна для месторождений и участков, где отмечены отложения солей при глушении скважин тяжелыми рассолами, вследствие несоответствия ионных составов пластовой жидкости и ЖГ.