На правах рукописи
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТехнологиЙ глушения скважин
при интенсификации разработки низкопроницаемых
терригенных коллекторов
Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация
нефтяных и газовых месторождений»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание учёной степени
кандидата технических наук
Уфа - 2011
Работа выполнена в -Юганскнефтегаз» и Уфимском государственном нефтяном техническом университете.
Научный руководитель | доктор технических наук, профессор . |
Официальные оппоненты: | доктор технических наук, профессор ; |
кандидат технических наук . | |
Ведущее предприятие | ГАНУ Институт нефтегазовых технологий и новых материалов. |
Защита состоится 9 июня 2011 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете Республика Башкортостан, .
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Автореферат разослан 6 мая 2011 года.
Учёный секретарь совета
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Интенсификация разработки месторождений нефти и газа сопряжена с возрастающим числом ремонтов скважин, применением ремонтно-технологических жидкостей с высокой плотностью. В настоящее время востребованы жидкости глушения с плотностью 1300 кг/м3 и выше, расход которых имеет устойчивую тенденцию к росту. Появился фонд скважин, требующий для ремонта жидкости с плотностью до 1900 кг/м3.
В частности, на месторождениях, эксплуатируемых -Юганск-нефтегаз», при действующем фонде 11 450 скв., в 2009 г. было проведено 5599 подземных ремонтов скважин (ПРС). При этом порядка 2000 ПРС было проведено с использованием ремонтно-технологических жидкостей с повышенной плотностью (выше 1,18 г/см3) на основе солей кальция. Результаты контроля поглощения жидкостей глушения показывают, что их расход на один ПРС может быть существенно сокращён, что позволит существенно снизить затраты на проведение ремонтных работ.
Актуальность диссертационной работы обусловлена направленностью на решение вопросов совершенствования технологий глушения скважин месторождений нефти с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.
Цель работы. Разработка реагентов и совершенствование технологий глушения скважин месторождений с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.
В рамках поставленной цели решались следующие задачи:
- анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта технологий глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения пластом;
- разработка технологий глушения скважин со снижением поглощения жидкостей глушения в жёстких термобарических условиях эксплуатации месторождений, в частности, -Юганскнефтегаз»;
- разработка методических документов по применению реагентов и технологий глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения пластом;
- анализ применения разработанных реагентов и технологий глушения скважин.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов проводилась с использованием современных математических методов, вычислительной техники.
Научная новизна
1 Подобран комплекс водорастворимых полимеров на основе ксантана (КСкг/м3 и полианионной целлюлозы (ПАЦкг/м3 , позволяющий стабилизировать в жидкостях глушения суспензии микрокальцита и твёрдого галита, содержащие соли натрия и кальция с плотностью 1кг/м3.
2 Установлено, что лучшую седиментационную стабильность (100 ч.) жидкостей глушения при повышенной температуре (95 оС) обеспечивают растворы КС и смеси полимеров КС+ПАЦ, КС+крахмал. Суспензия микрокальцита в растворе КС+ПАЦ наиболее устойчива к термосолевой агрессии - выпадения осадка в интервалеоС не наблюдается в течение 10 сут.
Практическая ценность
1 Разработаны реагенты и технология глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения в жёстких термобарических условиях эксплуатации скважин. При их внедрении на 324 скв. месторождений -Юганскнефтегаз» в 2009 г. удельный объём поглощения жидкостей глушения снижен с 65,2 до 7,4 м3, что позволило уменьшить их расход на 18 700 м3/год, дополнительно добыть около 10 тыс. т нефти и достичь экономического эффекта 98,3 млн. р. Успешность технологии составила 93,8 %.
2 Разработанная технология приготовления ремонтно-технологических жидкостей положена в основу разработанных «Методических указаний по приготовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с галитом» и «Методических указаний по приготовлению и применению загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом для глушения скважин с ГРП с контролем поглощения».
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудно извлекаемыми запасами», г. Небуг, 2009 г., на V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ, 2010 г. и «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа», Томск, 2010 г.
Публикации. По результатам исследований опубликовано 7 печатных работ, в том числе 2 работы в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.
Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и списка использованных источников из 96 наименований. Изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 28 рисунков, 36 таблиц и 3 приложения объёмом 39 с.
Содержание работы
Во введении показана актуальность темы диссертации, сформулированы цель, основные задачи исследований и методы их решения, научная новизна и практическая ценность работы. Значительный вклад в решение поставленных задач ранее был внесён , , , M. Hardy и другими исследователями.
Первая глава посвящена анализу и обобщению мирового опыта проведения операций глушения и свойствам различных материалов (растворов) для ремонта скважин. В зависимости от геолого-технических условий проведения подземного ремонта скважин - пластового давления, температуры, глубины вскрытого интервала, газового фактора и др. - существует несколько способов глушения и различные ремонтно-технологические жидкости. Оптимальный выбор раствора глушения способен обеспечить максимальное сохранение фильтрационно-ёмкостных свойств призабойной зоны скважин (ПЗС) во время ПРС с минимальными финансовыми затратами.
Отечественный опыт технологий глушения. Аналитический материал представлен по 61 патенту базы ФИПС и источникам из научно-технической литературы, охватывающим период с 1996 по 2008 г. Можно констатировать, что технические решения, направленные на снижение степени поглощения растворов глушения скважинами сводятся к снижению их способности к фильтрации за счёт повышения вязкости (загущения) растворов, растворению химических веществ (полимеров, ПАВ) или образованию эмульсий, формированию малопроницаемой поверхностной корки в результате введения в раствор твёрдой фазы (образования суспензий).
Анализ патентов за период 1г. свидетельствует о возрастающей роли технологий глушения для скважин с высоким пластовым давлением и использованию систем с повышенной удельной плотностью (хлорид и нитрат кальция), отсутствию технологий с применением жидкостей глушения на основе нефти, водонефтяных эмульсий и пенах, обладающих низкой плотностью. Выявлены следующие тенденции:
- отсутствие универсального способа снижения поглощения жидкостей глушения скважинами;
- на скважинах, где проводились операции ГРП и/или скважинах, эксплуатирующих более одного пласта, требуется одновременное применение двух и более способов ограничения поглощения технологических жидкостей.
Зарубежный опыт глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения пластом. Аналитический материал представлен по 38 источникам SPE за период 1г. Установлено, что значительный резерв в сокращении расхода растворов глушения высокой плотности имеют технологии глушения скважин с применением материалов контроля (снижения) поглощения (Liquid Control Materials - LCM). Технологии - LCM глушения с контролем (снижением) поглощения можно условно разбить на две группы. К первой относятся технологии контроля (снижения) поглощения скважин без ГРП с нормальным (близким к гидростатическому) пластовым давлением, не склонные к большому поглощению жидкостей глушения. Общим техническим решением в этом случае является подбор загущенной жидкости глушения с вязкостью, обеспечивающей минимально необходимую глубину проникновения в породы пласта для создания фильтрационного барьера с расчётной проницаемостью.
Вторая группа технологий, применяемых для ремонта скважин с ГРП и гравийным фильтром, предусматривает создание в порах пласта тонкой фильтрационной корки из твёрдого материала заданного фракционного состава, который в дальнейшем удаляется химическим разрушением деструкторами. Технологии контроля (снижения) поглощения жидкостей глушения скважинами и их основные характеристики приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Системы контроля (снижения) поглощения жидкостей глушения
Гелевая система без твёрдой фазы | Гелевая система с твёрдой фазой |
Снижение фильтрации за счёт высокой вязкости | Снижение фильтрации за счёт закупорки пор скважин, образования фильтрационной корки |
Скважины без ГРП, репрессия - до 34 атм, температура до 120 оС, проницаемость - 20 мД - 2 Д, плотность до 1500 кг/м3, отсутствие трещин и суперколлекторов | Многопластовые скважины с ГРП, трещиноватые коллекторы, репрессия до 70 атм, температура до 120 оС, проницаемость до сотен Д, плотность до 1700 кг/м3 |
Потеря контроля при длительном ремонтесут) на высокопроницаемых объектах, повреждение призабойной зоны скважин вследствие фильтрации | Дополнительная обработка деструктором, восстановление проницаемости на%, дополнительные расходные материалы и оборудование для приготовления систем глушения |
LCM-технологии включают в себя обоснованный набор реагентов - водный или неводный растворитель, солевую систему для генерации раствора заданной плотности, полимерный или безполимерный загуститель, при необходимости - твёрдую фазу, деструктор для восстановления проницаемости; программу приготовления, закачки и удаления; математическую модель прогноза остаточного поглощения, средств разрушения загустителя, прогноз восстановления проницаемости пород.
В качестве растворителя для приготовления ремонтно-технологических жидкостей чаще применяется техническая вода, для увеличения её плотности используются водорастворимые соли. Ряд технических решений предусматривает использование неводных растворителей (изопропиловый спирт, бутилцеллозольв, этиленгликоль, полигликоль) для получения устойчивых суспензий водорастворимых загустителей без «гелевых дефектов». В качестве водорастворимых загустителей используются вещества различного происхождения, основные из которых приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Загустители, применяемые в LCM-технологиях
Биополимеры | Искусственные полимеры | Растительные полимеры | Технические материалы |
Ксантан, сукциногли-кан, склеро-гликан | ПАА, ПАК, винилпиролидон, радиационно-сшитый ПАА, атактический полипропилен, камцел | Производные целлюлозы: КМЦ, ГЭЦ, КМГЭЦ, гуаровые производные: ГПГ, КМГПГ, КМГ | Цвиттерионные ПАВ, СЖК и их соли, эмульгаторы и эмульсии |
Примечание: ПАА - полиакриламид; ПАК - полиакриловая кислота; КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза; ГЭЦ - гидроксиэтилцеллюлоза, КМГЭЦ - карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза; ГПГ - гидроксипропилгуар; КМГПГ-- карбоксиметилгидроксипропилгуар; КМГ - карбоксиметилгуар; ПАВ - поверхностно-активное вещество; СЖК - синтетические жирные кислоты.
Главным технологическим недостатком полимерных загустителей является существенная потеря вязкости их растворов при повышении температуры. Исключение составляют растворы, загущенные сукциногликаном, сохраняющие вязкость до температуры около 70 оС, и эруциламидопропил-бетаином.
Для освоения скважин после глушения жидкостями, загущенными с помощью полимеров, используются деструкторы, которые подбирают индивидуально к каждому загустителю (таблица 3). Их эффективность основана на спо - собности снижать вязкоупругие свойства загущенных жидкостей вследствие возможности разрушать углеродные цепочки макромолекул полимеров (перекиси, энзимы), способствовать химическому превращению функциональных
Таблица 3 - Перечень рекомендуемых деструкторов
Деструкторы гелирующего материала | |||
Кислоты | Энзимы | Перекиси | Комплексоны |
10 % соляная, муравьиная, уксусная, полигликолевая | Ферменты, специфичные на один вид био- или растительного полимера | Персульфаты аммония и калия, мочевины, гидроперекись, пероксокарбонаты | ОЭДФ, НТФ, щавелевая, винная кислоты |
Примечание. ОЭДФ - оксиэтилендифосфоновая кислота; НТФ - нитрилфосфоновая кислота.
групп макромолекул (кислоты), снятию эффекта сшивки макромолекул (комплексоны).
Технология применения деструкторов предусматривает два варианта использования - совместно с загустителем при приготовлении раствора, и индивидуальное применение после проведения ремонта скважины, при этом первый вариант обеспечивает полный контакт деструктора со всем объёмом полимерного загустителя, полное отсутствие полимера после освоения скважины и высокий коэффициент восстановления проницаемости.
При разрушении полимера введением быстродействующего деструктора обеспечивается снижение поглощения раствора глушения на всё время проведения ПРС независимо от его продолжительности. Однако, вследствие склонности полимеров к адсорбции и значительного различия в вязкости растворов деструктора и полимера, полное разрушение макромолекул загустителя невозможно. Это приводит к снижению коэффициента восстановления проницаемости и частичной потере продуктивности скважин. Этого недостатка лишена безполимерная загущенная жидкость «Clear Pill J557» фирмы «Шлюмберже» на основе низкомолекулярного продукта - цвиттерионное ПАВ эруциламидо-пропилбетаин. Снижение её вязкости при освоении скважины после ремонта обеспечивается разбавлением её водой или нефтью, а отсутствие в составе полимеров исключает образование прочных фильтрационных корок.
Для повышения коэффициента восстановления проницаемости пород после временной кольматации в процессе глушения скважин, в состав блокирующих пачек рекомендуется вводить модифицирующие добавки, снижающие адгезию корки кольматанта к материалу коллектора. Установлено, что добавка гликоля позволяет уменьшить силы сцепления, за счёт которых удерживается фильтрационная корка. В результате уменьшается «застревание» корки в поверхности фильтра и снижается требуемое давление её «отрыва».
Формирование фильтрационной корки, обеспечивающей малую глубину её проникновения в пласт, осуществляется подбором фракционного состава кольматанта, отвечающего геометрическим параметрам порового пространства. Необходимость соответствия фракционного состава кольматанта параметрам порового пространства объясняется тем, что его мелкие твёрдые частицы глубоко проникают в поровые каналы и приводят к частичной потере проницаемости пород при вводе скважины в эксплуатацию. Крупный кольматант не способен образовать низко проницаемую фильтрационную корку, пропускает фильтрат в пласт и не предотвращает поглощение жидкости глушения во время ПРС.
Подбор оптимального фракционного состава кольматанта проводят с помощью трёх алгоритмов. Решение задачи подбора по теории идеальной упаковки (Ideal Packing Theory - IPT, М. Kaeuffer) сводится к подбору состава смеси из различных по фракционному составу кольматантов методом приближения фракционного состава смеси в координатах «интегральный фракционный состав - корень квадратный из диаметра частиц» к идеальной прямой. Идеальная прямая - это зависимость доли накопленного объёма частиц от квадратного корня их диаметра, выходящая из начала координат. Идеальное распределение по М. Kaeuffer показано на рисунке 1 а (синий тренд).
Второй вариант идеального распределения - критерий Викерса (Stephen Vickers). Это распределение сложнее и задается кривой, проходящей через точки:
Диаметр | D(max) | 2/3 D(max) | 1/3 D(max) | 1/7 D(max) | D(min) |
Доля, % | 90 | 75 | 50 | 25 | 10 |
Идеальное распределение согласно S. Vickers показано на рисунке 1 (чёрный тренд). Задача оптимизации фракционного состава кольматанта сводится к поиску состава смеси, обеспечивающего максимальное соответствие заданной «идеальной» кривой распределения и интегральной кривой распределения фракционного состава смеси. Результат IPT-оптимизации с использованием микрокальцита марок МК-50, МК-100 и МК-500 показан на рисунке 1 а (красный тренд).
Фракционный состав оптимального кольматанта по М. Kaeuffer из микрокальцита трёх марок показан на рисунке 1 б.
а) б)
Рисунок 1 - Кривые распределения фракционного состава (а) и результат его оптимизации по IPT (б)
Решение задачи поиска наиболее плотной фильтрационной корки по критерию Abrams основано на геометрическом правиле - для её создания необходим кольматант с диаметром частиц от 1/7 до 1/3 диаметра пор.
Результаты испытаний смесей кольтматантов, генерированных по различным алгоритмам, показали, что наиболее низкопроницаемую (до 5 мкДарси) и тонкую фильтрационную корку с максимальным коэффициентом восстановления проницаемости обеспечивают решения, предложенные S. Vickers.
Во второй главе рассмотрен анализ рисков, связанных с глушением скважин в условиях интенсификации разработки месторождений. Установлено, что широкомасштабное применение ремонтно-технологических жидкостей повышенной плотности приводит к возникновению комплекса новых и обострению стандартных осложнений.
Во-первых, при подземном ремонте скважин, одновременно эксплуатирующих два и более пластов с высокопроницаемыми трещинами ГРП, может наблюдаться поглощение жидкостей глушения и, следовательно, повышение их расхода. Причина состоит в том, что перепад давлений (ΔР) в призабойных зонах скважин не совпадает с разницей гидростатических давлений, развиваемых столбом технологической жидкости между этими объектами, находящимися друг от друга на расстоянии Δh по вертикали:
ΔР ≠ ρ×g×Δh,
где: ρ - плотность технологической жидкости, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м·с -2 .
Это приводит к невозможности уравновесить давление в призабойных зонах эксплуатируемых объектов скважины забойными давлениями жидкости глушения одной плотности. Внешними негативными последствиями этого является поглощение жидкостей глушения и нефтегазопроявление на устьях скважин, облегчающее столб жидкости и требующее постоянного сверхнормативного долива технологических жидкостей.
Во-вторых, возникающий при глушении в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) эффект снижения продуктивности добывающих скважин. Фильтрационные исследования, проведённые на образцах кернов Приобского месторождения, показали, что проникновение жидкости глушения в поровый коллектор приводит к значительному снижению проницаемости зоны, подвергшейся воздействию, что приводит к потере продуктивности и увеличению сроков вывода скважин на режим (ВНР). Снижение продуктивности особенно значимо при работе с высокоплотными растворами (рисунок 2).
Рисунок 2 - Влияние плотности жидкостей глушения на коэффициент
восстановления проницаемости керна Приобского месторождения
В-третьих, возникающее при глушении скважин в условиях АВПД удорожание стоимости ремонтно-технологических жидкостей с увеличением их плотности (рисунок 3).
Рисунок 3 - Цена 1 м3 жидкости глушения в зависимости от плотности
Анализ цен растворов глушения в широком диапазоне плотности (от воды до насыщенных растворов солей кальция с плотностью 1800 кг/м3) показывает, что при плотности более 1350 кг/м3 цена жидкости глушения существенно возрастает. В условиях АВПД стоимость раствора глушения кратно превышает стоимость работ бригад ПРС, при этом затраты на раствор глушения могут достигать 5 млн. р./скв.
Другим осложнением при глушении скважин тяжёлыми растворами на основе солей кальция (хлористый кальций и кальций азотнокислый) является их повышенная коррозионная агрессивность при нормальных и повышенных пластовых температурах. Эксперименты показывают, что концентрированные жидкости глушения содержат достаточное количество ингибирующих коррозию веществ и не относятся к коррозионно-агрессивным жидкостям. Разбавление жидкостей глушения подтоварной или пластовой водой приводит к увеличению коррозионной агрессивности жидкостей глушения в 3 - 9 раз и возникновению риска коррозионного поражения перфорированной зоны скважины (рисунок 4).
Рисунок 4 - Коррозионная агрессивность жидкостей глушения (ЖГ) в зависимости от разбавления модельной подтоварной водой (МПВ)
Осложнением при работе с высокоплотными растворами глушения является и отложение солей, что обусловлено тем, что большинство из них содержит значительное количество ионов кальция. При обороте жидкости с повышенным содержанием ионов кальция в системах сбора, подготовки и ППД, возникает её пересыщение кальцитом, что приводит к его выпадению в призабойной зоне скважин, на поверхности труб, аппаратов, рабочих органах насосного оборудования. Величина риска выпадения кальцита связана с содержанием ионов кальция в товарной форме тяжелых жидкостей глушения (таблица 4).
Таблица 4 - Содержание ионов кальция в солях и жидкостях глушения
Соль | Товарная форма | Содержание ионов кальция | Плотность раствора, г/см3 | |
в товарной форме, % масс. | в растворе, кг/м3 | |||
Кальций хлористый | твёрдая | 34,95 | 163,1 | 1,32 |
178,8 | 1,35 | |||
Триасалт-СТ* | твёрдая | 16,95 | 184,2 | 1,50 |
СГС-18* | твёрдая | 25,39 | 245,4 | 1,60 |
РХП-90Г* | раствор | ~ | 270,0 | 1,60 |
* - торговые марки солей для растворов глушения
Потенциал технологий глушения с контролем (снижением) поглощения позволяет исключить либо значительно снизить вышеизложенные риски и осложнения.
Ниже, на основании анализа исходных данных и геолого-технологических условий приоритетных месторождений, разрабатываемых -Юганск-нефтегаз», с поправкой на АВПД, представлено обоснование технологий глушения скважин со снижением степени их поглощения пластом в условиях нормальных и АВПД (таблица 5).
Таблица 5 - Исходные данные для разработки технологии глушения скважин со снижением степени поглощения жидкостей глушения пластом
№ п/п | Параметр | Единица измерения | Значение |
1 | Максимальная пластовая температура | оС | 103 |
2 | Максимальная плотность жидкости глушения | кг/м3 | 1600 |
3 | Содержание солей кальция в жидкости | кг/м3 | до 900 |
4 | Продолжительность ПРС | сут | до10 |
5 | Максимальное поглощение за ПРС | м3 | 10 |
6 | Проницаемость трещины ГРП | дарси | до 300 |
7 | Репрессия на забой при ПРС | атм | до 100 |
На основе лабораторного тестирования подобран стабилизатор суспензий фракционированного микрокальцита и разработана технология глушения скважин со снижением степени поглощения жидкостей глушения пластом для термобарических условий месторождений, эксплуатируемых -Юганскнефтегаз», в том числе скважин, эксплуатирующих несколько пластов, а также скважин, на которых были проведены операции ГРП.
Необходимым условием для создания технологической скважинной жидкости со сниженной степенью поглощения в термобарических условиях пласта является решение задачи придания жидкости:
с одной стороны - невысоких вязкоупругих свойств для обеспечения возможности прокачки через арматуру и технологические трубы (НКТ, колтюбинг и др.) в скважину, в том числе при низких температурах окружающей среды;
с другой - достаточно высоких вязкоупругих свойств, обеспечивающих контроль (снижение) поглощения за счёт повышенной вязкости и высокой седиментационной устойчивости суспензии твёрдых частиц (при использовании шунтирующих частиц) на весь период ПРС в термобарических условиях продуктивных пластов, в том числе в условиях высоких пластовых температур (для месторождений, эксплуатируемых -Юганскнефтегаз», до 98 оС), а также для широкого диапазона пластового давления (соответствующего плотности солевых растворов до 1500 кг/м3, т. е. для пластового давления в 1,5 раза превышающего гидростатическое).
Решением задачи является создание эффективной скважинной технологической жидкости со снижением её поглощения пластом, которая способна:
- не снижать эффективную вязкость при повышении температуры до 98 оС (характерной для большинства месторождений Западной Сибири);
- загущать солевые растворы в широком диапазоне плотности - от пресной воды до концентрированных растворов солей кальция (с плотностью до 1500 кг/м3);
- обеспечивать седиментационную стабильность суспензий шунтирующих частиц в термобарических условиях продуктивных пластов на срок не меньший продолжительности ПРС (не менее 10 сут).
Разработана технологическая скважинная жидкость со сниженным поглощением в термобарических условиях пласта, содержащая суспензию шунтирующих частиц и стабилизированная водорастворимыми полимерами при оптимальном соотношении компонентов. Содержание компонентов в 1 м3 технологической скважинной жидкости: ксантан - от 9 до 12 кг/м3; полианионная целлюлоза - от 3 до 4 кг/м3; твёрдые шунтрирующие частицы (например, микрокальцит) - не менее 80 кг/м3, вода или водно-солевой раствор - остальное.
Технологическая скважинная жидкость содержит растворённую неорганическую соль в количестве, обеспечивающем плотность достаточную для уравновешивания пластового давления - хлористый натрий (галит) в количестве до 26 мас.% (соответствует плотности до 1190 кг/м3); хлористый кальций в количестве до 37 мас.% (соответствует плотности до 1350 кг/м3); кальций азотнокислый в количестве до 74 мас.% (соответствует плотности до 1500 кг/м3).
Разработан и испытан блокирующий состав глушения, содержащий стабилизированную суспензию микрокальцита (БСГ - микрокальцит) и технология глушения скважин со снижением степени поглощения жидкостей глушения скважинами, эксплуатирующими один либо несколько пластов, в том числе, на которых проводились операции ГРП в условиях АВПД. В результате испытаний на 15 многопластовых скважинах, эксплуатируемых -Юганск-нефтегаз», средний объём поглощения за время ПРС составил 5,2 м3/скв., снижение поглощения жидкостей глушения составило 74,8 м3/скв. Достигнуто снижение потребления солей кальция на 728 т (48,5 т/скв.), экономический эффект составил 8 261,17 тыс. р. (550,7 тыс. р./скв.).
В результате испытаний состава на 9 однопластовых скважинах поглощения жидкостей глушения не зафиксировано. Снижение потребления хлористого кальция при этом составило 289,7 т, экономия затрат на растворы глушения составила 3 827,84 тыс. р. (425 тыс. р./скв.).
В третьей главе приведены результаты разработки и испытания для глушения скважин блокирующих составов с пониженным содержанием солей кальция на основе галита (БСГ - галит). Для модификации свойств известных блокирующих составов глушения с фракционированным микрокальцитом были выбраны следующие направления:
- отказ от фракционированного кальцита;
- снижение риска кольматации призабойной зоны скважин (ПЗС) в случае необходимости продавки блокирующего состава в пласт;
- саморазрушение блокирующего состава в пластовых условиях после вызова притока (запуска электроцентробежного насоса) без дополнительного воздействия.
Оценка потенциала снижения расхода микрокальцита показала, что модификация БСГ (отказ от микрокальцита) позволяет снизить расход солеей кальция (кальцита) не менее чем на 180 т/год:
m = 350 скв/г.×6,5 м3/скв.×80 кг/м3 = 182 т/г.
Значительным потенциалом снижения риска кольматации кальцитом ПЗС при продавке блокирующего состава глушения в пласт обладает замена микрокальцита на водорастворимый и дешёвый кольматант с соответствующим фракционным составом, в частности, на концентрат галит вываренный.
На рисунке 5 показано, что максимальный размер кристаллов вываренной
Рисунок 5 - Фракционный состав вываренного галита
соли достигает 630 мкм, основная доля кристаллов (74 %) имеет размер до 500 мкм. Данный фракционный состав, даже с учётом растворения части материала, позволяет создавать фильтрационные экраны на любом из применяемых типов проппантов (максимальный диаметр пор 370 мкм).
Представлены результаты исследования нового кольматанта с размером зёрен (кристаллов), несколько превышающих размер «просветности» проппанта (больше 400 мкм), не прибегая к специальному фракционированию галита, а используя товарный продукт.
Закономерным шагом совершенствования суспензионных жидкостей глушения с пониженным содержанием ионов кальция явилась разработка безкальциевого состава типа «галит в галите». Как было отмечено выше, технический хлорид натрия (галит) в настоящее время является наиболее распространённой солью, используемой для приготовления составов глушения. При приготовлении суспензий «галит в галите» за базовый был принят раствор хлорида натрия с плотностью 1180 кг/м3, загущенный ксантаном с концентрацией 11 кг/м3. Были получены суспензии «галит в галите» с плотностью до 1350 кг/м3, что превосходит плотность используемых растворов хлорида кальция.
Изучение реологических свойств системы БСГ-галит показало рост эффективной вязкости в зависимости от температуры (рисунок 6). Необычный для
Рисунок 6 - Эффективная вязкость системы БСГ-галит
растворов полимеров рост вязкости при повышенных температурах позволяет стабильно закачивать состав БСГ-галит при пониженных температурах на устье скважин, создавать высокое фильтрационное сопротивление после размещения состава БСГ на забое скважин с высокой пластовой температурой (до 100 оС), стабилизировать суспензию шунтирующих частиц и контролировать его поглощение во время ремонта в жёстких термобарических условиях.
Лабораторными исследованиями установлено, что аэрирование суспензии галита инертным газом в количестве 10 % (объ.) не снижает эффективную вязкость системы БСГ - галит и увеличивает предельное напряжение сдвига в 15 раз (рисунок 7). Это позволяет уменьшить поглощение жидкостей глушения скважинами с высоким газовым фактором, что особенно актуально, в частности, для месторождений, эксплуатируемых -Пурнефтегаз».
Рисунок 7 - Влияние газа и фракционного состава галита на реологические
свойства суспензии (100 кг/м3 твёрдой фазы)
В рамках испытаний системы БСГ-галит было проведено 23 скважино-операции, из них 8 скважин было заглушено с использованием системы БСГ-галит с плотностью 1,35 г/см3, 15 скважин - системой с плотностью 1,5 г/см3. В результате опытно-промысловых испытаний с использованием состава БСГ - галит поглощение раствора было зафиксировано лишь на 1 скважине из 23. Средний объём поглощения составил 0,34 м3/скв. Объём растворов глушения, поглощение которого было предотвращено за время ПРС, составил 1 648 м3. Оценка эффективности глушения скважин с использованием технологии снижения поглощения составом БСГ - галит приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Экономическая эффективность глушения скважин
с использованием состава БСГ - галит
№ | Показатель | Сумма, тыс. р. |
Статья доходов | ||
1 | Предотвращение поглощения растворов глушения | 9 011,0 |
2 | Доп. добыча нефти от сокращения вывода на режим | 2 676,8 |
Итого: | 11687,8 | |
Статья расходов | ||
1 | БСГ-галит (8 скважин, плотность состава до 1,35 г/см3) | 737,9 |
2 | БСГ-галит (15 скважин, плотность состава до 1,5 г/см3) | 2788,3 |
Итого: | 3526,2 | |
Экономическая эффективность на 23 скважины: | 8161,6 | |
Экономическая эффективность на 1 скважину: | 354,8 |
Экономическая эффективность глушения скважин с использованием состава БСГ - галит при внедрении на 23 скважинах составила 8161,6 тыс. р. (или 354,8 тыс. р./скв.).
Четвёртая глава посвящена оценке потенциала применения, технологического и экономического эффекта от внедрения технологий глушения со сниженной степенью поглощения пластом на месторождениях, эксплуатируемых -Юганскнефтегаз». В рамках реализации разработок в 2009 г. в -Юганскнефтегаз» планировалось выполнить не менее 200 скважино-операций с применением БСГ для минимизации потерь растворов глушения. Ниже приведены результаты внедрения.
1 Выполнено 324 скв.-опер. (ТРС - 78 скв.- опер., КРС - 246 скв.- опер.).
2 Объём поглощения растворов глушения составил 7,4 м3/скв.- опер., при плане не более 10 м3/скв.- опер.
3 Потребление растворов глушения уменьшено на 57,8 м3/скв.-опер. (ТРС - 37,7 м3/скв.-опер., КРС - 64,2 м3/скв.- опер.).
4 Успешность технологии составила 93,8 % (ТРС - 92,3 %, КРС - 95,4 %).
5 Экономия затрат составила 98,3 млн. р. (ТРС - 12,3 млн. р., КРС - 86 млн. р.).
Расчёты проведены в соответствии с утверждённой в -Юганск-нефтегаз» инструкцией по расчёту экономической эффективности.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1 Разработан и запатентован комплекс водорастворимых полимеров на основе ксантана и полианионной целлюлозы, позволяющий стабилизировать суспензии микрокальцита и твёрдого галита в водных растворах солей натрия и кальция с плотностью от 1180 до 1500 кг/м3 при температуре до 100 °С.
2 На основе стабилизированных суспензий микрокальцита и галита разработаны две новые технологические скважинные жидкости, позволяющие снизить степень их поглощения пластом в термобарических условиях пласта при температуре до 100 оС и давлении до 1,5 единиц от гидростатического.
3 Внедрение разработанных составов глушения скважин со сниженной степенью поглощения пластом в жёстких термобарических условиях эксплуатации на 324 скважинах месторождений -Юганскнефтегаз» позволило снизить удельный объём их поглощения пластом с 65,2 до 7,4 м3/скв., уменьшить их расход на 18 700 м3/год, дополнительно добыть около 10 тыс. т нефти и достичь экономического эффекта 98,3 млн. р. Успешность технологии составила 93,8 %.
4 Разработанная технология приготовления ремонтно-технологических жидкостей положена в основу разработанных «Методических указаний по приготовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с галитом» и «Методических указаний по приготовлению и применению загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом для глушения скважин с ГРП с контролем поглощения», используемых в -Юганскнефтегаз».
Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:
1 Акимов с контролем поглощения многопластовых скважин с ГРП / , , // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Материалы докладов конференции. - Небуг, 2009. - С
2 Здольник скважинных технологий в повышении солевой стабильности добываемой жидкости -Юганскнефтегаз» / , , // Нефтяное хозяйство№ 11. - С.
3 Здольник солеотложением - залог повышения эффективности добычи / , , // Инженерная практика№ 12. - С.
4 Пат. № 000 Российская Федерация. Технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта / , , ; заявл. 08.12.2008; опубл. 27.01.2010, Бюл. № 3.
5 Акимов глушения с контролем поглощения скважин с ГРП в условиях АВПД и АНПД / , , // Нефтяное хозяйство№ 2. - С.
6 Акимов поглощения при глушении многопластовых скважин с ГРП в жёстких термобарических условиях / , , // Нефтепромысловая химия. Материалы V Всероссийской научно-практической конференции. - Москва, 2010. - С
7 Акимов глушения с контролем поглощения в условиях высоких температур / , , // Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа. Материалы V Всероссийской научно-практической конференции. - Томск, 2010. - С.
