Полный текст

Введение Анализ современного состояния разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что значительная доля фонда добывающих скважин характеризуется показателями обводненности продукции более 80 %. Бездействующий фонд скважин составляет более 35 %, а по некоторым месторождениям - порядка 40-50 %. При этом фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу после освоения, составляет не менее 15 % [1-4]. Прорыв вод в добывающие скважины часто обусловливается наличием заколонных перетоков, вызванных некачественным креплением скважин, причинами чего могут являться [5]: - неверно подобранная плотность тампонажного раствора, когда давление в продуктивном пласте оказывается выше давления, создаваемого столбом раствора; - некачественное сцепление на границах раздела («горная порода - цемент» и «цемент - обсадная колонна»), вызванное некачественным удалением фильтрационной корки (особенно при промывке скважины растворами на углеводородной основе) и объемной усадкой цементного камня; - преждевременное загустевание, вызывающее снижение гидростатического давления и за счет этого миграцию флюида из пласта; - низкое качество тампонажного материала, выражающееся в чрезмерной водоотдаче, низкой седиментационной устойчивости, высокой проницаемости, низкой прочности и усадке образующегося цементного камня. В настоящее время существует несколько направлений для решения проблемы качественной изоляции водоносных пластов: селективная изоляция водопритоков при проведении ремонтно-изоляционных работ [6, 7], повышение качества крепления скважин [8-18], временное блокирование пласта [19-21]. Для предупреждения образования каналов фильтрации за счет миграции флюида из скважины при затвердевании цемента наиболее целесообразным является временное блокирование проницаемых водоносных горизонтов. Состояние вопроса Анализ научно-технической литературы в области ограничения водопритоков при добыче нефти, а также изоляции водоносных горизонтов при бурении и эксплуатации [3] показывает, что снижается тенденция использования цементных растворов при проведении ремонтно-изоляционных работ, растет доля комплексных технологий и методов селективной изоляции, тем не менее практически не уделяется внимание работам по предупреждению заколонных перетоков. При строительстве скважин в условиях пониженных (в том числе и аномально низких) давлений значительную роль играет давление в скважине, по этой причине и для блокирования проницаемых интервалов целесообразно применение составов с низкой плотностью, таких как трехфазные пены. В работе [22] получены выводы, что на характер фильтрации флюида в пористой среде, насыщенной трехфазной пеной, существенное влияние оказывает природа твердой фазы, соответственно, для изоляции непродуктивных пластов рекомендуется применение глин, а для продуктивных - кислоторастворимых кольматантов. В табл. 1 и 2 кратко представлены характеристики составов, которые находили применение при изоляции призабойной зоны пластов. При применении составов для блокирования пласта на углеводородной основе, включающих резиновую крошку, пласт необратимо закупоривается со снижением естественной проницаемости, так как резиновая крошка не растворяется при соляно-кислотных обработках и не подвержена биоразложению. Таким образом, область применения состава ограничена непродуктивными проницаемыми пластами, в том числе для ликвидации поглощений промывочной жидкости, но только при условии бурения скважин с промывкой растворами на углеводородной основе. При использовании в качестве наполнителя не резиновой крошки, а карбоната кальция составы могут найти применение и для временного блокирования продуктивного пласта с возможностью его последующего удаления соляно-кислотной обработкой после вторичного вскрытия. Пенообразующие составы (табл. 2), разработанные для глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений, могут быть успешно применены для временного блокирования призабойной зоны и ограничения водопритоков в скважину. Наиболее эффективными являются стабильные трехфазные пены, выполняющие роль фильтрационного экрана. За счет применения твердой фазы в составе пены растет ее устойчивость, улучшаются структурно-механические свойства, снижается значение фильтрации. Присутствие в качестве твердой фазы бентонита может приводить к необратимой кольматации проницаемого пласта. Таблица 1 Растворы для блокирования призабойной зоны пласта Патент Российская Федерация Компонентный состав Параметры Характеристика № 484300 [23] Смесь конденсата и сульфит-спиртовой барды (ССБ) в соотношении 3:1. Водный раствор ССБ 38 % (25-50). Резиновая крошка (0,2-0,5 %). Плотность - 0,9-0,95 г/см3. СНС - 80 Па·с Высокое значение статического напряжения сдвига № 2255209 [24] Углеводородная основа (41-72). Ациклическая кислота (6-14). Каустическая сода (4-13). Минеральный наполнитель Плотность эмульсии - 1,02 г/см3 Недостаточно высокая эффективность применения на месторождениях с высокопроницаемыми пластами № 2196164 [25] Газоконденсат (5-75%). ССБ, конц. 38 % (25-50 %). Резиновая крошка (0,25-0,5 %) Плотность - 1030 кг/м3, вязкость - 42 с, СНС1/10 - 2/3 дПа, ДНС - 37,5 дПа, пластическая вязкость - 129,5 мПа·с Необратимое закупоривание порового пространства продуктивного пласта № 2309177 [26] КМЦ (1,5-2,0 %). Хлорид магния (12-18 %). Гидрооксид натрия (10-16 %), вода - остальное. Дополнительно сверх 100 %: микросферы (25-40 %); мел (3-5 %) Плотность - 1300 кг/м3, вязкость - 60 с, фильтрация - 6 см3, стабильность - 10 мин Обеспечение блокирования призабойной зоны пласта высокой проницаемости (так называемых «суперколлекторов») и трещин Таблица 2 Пенообразующие составы для блокирования пласта и ограничения водопритоков Патент Российская Федерация Компонентный состав Характеризующие свойства № 1175951 [27] Лигнин (8,0-15,0). Щелочь (0,3-5,0). КМЦ (0,2-0,6). ПАВ (0,01-0,15). Нефтепродукт (1,0-5,0). Этилендиамин (0,05-1,5). Вода - остальное Неустойчивость системы, низкая блокирующая способность, незначительное снижение проницаемости пластов после проведения ремонтных работ № 1208192 [28] Сульфонол или ОП-10 (1-3). Бентонит (1-3). ПАА (0,5-0,7). КССБ-4 (5-8). Пресная вода - остальное Неустойчивость системы, низкая блокирующая способность, снижение проницаемости пластов после проведения ремонтных работ, значительные затраты времени на освоение скважины № 2183735 [29] ПАВ (0,5). Хлористый калий (5,0). Гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал (3,0-4,0). Конденсированная ССБ (0,5-1,0). Мел (3,0). Вода - остальное Недостаточная эффективность глушения. Образуется пена с низкой кратностью № 2187533 [30] Пенообразователь (0,8-1,8). Крахмал модифицированный (5,0-7,0). Сульфацелл (0,18-0,3). Мел технический (3,0-4,0). Алюмохлорид (1,1-1,4). Сода кальцинированная (0,6-0,8). Пресная вода - остальное Низкая эффективность глушения Присутствие мела в качестве наполнителя и твердой фазы с целью временной закупорки пор пласта, с одной стороны, увеличивает блокирующие свойства, с другой - осложняет процесс освоения скважины в связи с необходимостью деблокирования пласта. При использовании кислотной обработки для деблокирования продуктивного пласта от мела нарушается его естественная проницаемость за счет взаимодействия кислоты с минеральной составляющей породы и пластовыми водами. Главными требованиями, предъявляемыми к блокирующим составам при проведении работ, являются высокая вязкость, широкие пределы регулирования структурно-механических и реологических свойств, низкое значение фильтрации, сохранение фильтрационно-емкостных свойств и эксплуатационных характеристик пласта (при вероятности проникновения в продуктивный горизонт), недефицитность исходных компонентов, простая технология приготовления в промысловых условиях, обеспечение условий безопасности проведения работ. Для блокирования зон высокой проницаемости необходимо применение кольматанта, размеры которого зависят от размера пор пласта. Наиболее подходящие для этой цели - карбонат кальция крупной фракции или микросферы (стеклянные, алюмосиликатные или керамические). Общие требования к составам для временной изоляции пластов в условиях пониженных давлений таковы: 1. Состав для блокирования должен быть химически инертен к горным породам, совместим с пластовыми флюидами и должен исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. 2. Фильтрат блокирующей смеси должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой волы. 3. Состав должен обладать тиксотропными свойствами - иметь небольшое сопротивление при движении в бурильных трубах и затрубном пространстве и большое - при движении в проницаемых горных породах. 4. Блокирующая жидкость должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/г. 5. Состав для изоляции должен быть термостабильным при высоких температурах и морозоустойчивым в зимних условиях. 6. Блокирующая жидкость должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной. 7. Блокирующий состав должен быть технологичным в приготовлении и использовании. 8. Технологические свойства жидкости для блокирования должны регулироваться. 9. На месторождениях с наличием сероводорода растворы должны иметь в своем составе нейтрализатор сероводорода. Таким образом, разработка состава для временной изоляции проницаемых водоносных пластов, который позволяет минимизировать движение жидкости в системе «скважина-пласт» и загрязнение призабойной зоны пласта, а также способа его удаления из продуктивного пласта после проведения операций для последующего освоения и добычи является весьма актуальной задачей, а полученный состав требует комплексного исследования. Разработка состава газожидкостной блокирующей жидкости Для эффективного заканчивания скважин в условиях пониженных давлений, с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пластов, необходимо применение для временной изоляции газожидкостной блокирующей жидкости со следующими свойствами: - плотность - менее 1000 кг/м3; - фильтрация - не более 5 см3/30 мин; - толщина фильтрационной корки - 0,5-1,0 мм; - водородный показатель (pH) - 7-8; - эффективная вязкость - не менее 65 мПа∙с; - динамическое напряжение сдвига (в условиях поверхностных/забойных) - 400-1000/150-700 дПа; - статическое напряжение сдвига (1 мин/10 мин) - не менее 15/15 дПа. Продуктивный горизонт может характеризоваться повышенными температурами - до 90-100 °С, поэтому целесообразным является применение термоустойчивых газожидкостных блокирующих жидкостей, сохраняющих свои свойства в течение всего времени нахождения жидкости в скважине. Таким образом, разработка термостабильных блокирующих жидкостей, обладающих перечисленными свойствами, является актуальной задачей. Раствор должен в своем составе включать следующие компоненты: - полимер (биополимер) для формирования структуры газожидкостной блокирующей смеси; - регулятор pH; - бактерицид (в случае применения крахмальных реагентов и биополимеров); - регулятор вязкости; - регулятор фильтрационных свойств; - кольматант (для повышения устойчивости); - вспомогательные компоненты. На первом этапе проводился подбор буровых составов на соответствие плотности и фильтрации. В табл. 3 представлены исследованные составы. Таблица 3 Компонентный состав исследованных растворов, % Реагент Раствор 1 2 3 4 5 6 7 8 Биополимер 2,6 1,5 1,5 0,5 0,3 0,3 0,4 0,3 ПАВ 0,1 0,1 0,1 0,1 0,0 0,1 0,1 0,08 Кольматант 2,0 2,0 2,0 1,0 1,0 1,0 0,8 0,8 Регулятор pH 0,06 0,06 0,06 0,06 0,0 0,06 0,06 0,06 Кроме того, производились замеры стабильности и расчет кратности получаемой пены. Результаты экспериментальных исследований представлены в табл. 4. Таблица 4 Результаты экспериментальных исследований Свойство Раствор 1 2 3 4 5 6 7 8 Плотность, кг/м3 920 840 780 800 820 800 810 800 Условная вязкость, с Нетекучий 45 55 150 99 Кратность пены 1,44 1,5 1,68 1,64 1,6 1,64 1,5 1,7 Динамическая вязкость, сП: 3 об/мин 1300 1367 1500 1100 6 об/мин 783 800 850 650 100 об/мин 114 112 96 83 200 об/мин 70 68 59 51 300 об/мин 50 50 46 37 600 об/мин 31 31 26 24 pH 7,8 7,8 7,6 7,5 7,3 7,8 7,6 7,5 Стабильность, кг/м3 0 0 0 0 150 200 0 170 Фильтрация, см3/30мин 0 0 0 0 8,8 Первые четыре состава показали высокие значения устойчивости (выделение жидкости из пены отсутствовало более 7 дней), хорошие показатели стабильности и фильтрации, но оказались нетекучими, определение реологии оказалось невозможным, поэтому их применение нецелесообразно. Для составов 5-8 были проведены замеры динамической вязкости при разных скоростях сдвига. Показатели динамической вязкости в целом достаточно близки у всех составов, однако стабильность только 7-го состава оказалась допустимой (не более 20 кг/м3), составы 5, 6 и 8 расслоились и показали неудовлетворительные значения стабильности. Определение фильтрации 7-го состава дало неудовлетворительный результат, поэтому для дальнейших исследований целесообразно рассмотреть составы, включающие в себя: биополимер в количестве 0,4-0,5 %, ПАВ - 0,05-0,1 %, кольматант - 0,8-1,0 %. Для регулирования реологии и фильтрационных свойств предполагается рассмотреть ввод ПАЦ низкой и высокой вязкости в различных концентрациях до получения оптимальных значений. Кроме того, в дальнейшем необходимо провести оценку термостабильности составов: исследовать технологические и реологические свойства после нагрева до пластовых температур (например, 90 °С), а также зависимость разрушения трехфазного состава при увеличении давления до пластового. Выводы и рекомендации 1. Временная изоляция проницаемых водоносных пластов - технологически необходимая операция, которая значительно осложняется при низких пластовых давлениях. Актуальным является применение продуктов с низкой плотностью. Примерами подобных составов являются эмульсии и пены. 2. При временной изоляции необходимо предусмотреть возможность проникновения блокирующей жидкости в призабойную зону продуктивного пласта, вследствие чего из состава разрабатываемых составов необходимо исключить кольматант, не растворимый в кислотах. 3. Пены, применяемые для создания блокирующего крана, должны быть стабильными с момента закачки до конца ожидания затвердевания цемента. Эффективным наполнителем для стабилизации состава является молотый карбонат кальция, который при кислотной обработке успешно растворяется. 4. Наиболее успешными составами для блокирования являются жидкости с низким показателем динамического напряжения сдвига в поверхностных условиях и с высоким в призабойной зоне пласта, что позволяет снизать вероятность проникновения жидкости глушения в продуктивный горизонт и ухудшить его фильтрационно-емкостные свойства. Высокие значения динамического напряжения сдвига в поверхностных условиях снижают КПД и эффективность закачивающего насоса. Таким образом, предстоящие реологические исследования должны быть направлены на проверку указанных требований, а также разработку новых составов в случае отрицательного результата.

Об авторах

Михаил Владимирович Двойников

Автор, ответственный за переписку.
Email: dvoinik72@gmail.com
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

доктор технических наук, доцент, профессор кафедры бурения скважин

Мария Владимировна Нуцкова

Email: turitsyna_maria@mail.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

кандидат технических наук, доцент кафедры бурения скважин

Вячеслав Николаевич Кучин

Email: cuchin.vya4eslaw2013@yandex.ru
199106, Россия, г. Санкт-Петербург, 21-я линия Васильевского острова, 2

магистрант кафедры бурения скважин

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 258

PDF (Russian) - 78

PDF (English) - 57

Ссылки

• Ссылки не определены.