CC BY
21УДК 622.279.7
АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ, СВОЙСТВ ПОРОД И ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ
НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
ANALYS1S OF INFLUENCE OF TECHNOLOGY FACTORS. ROCK PROPERTIES AND WELL K1LLING FLUIDS ON PERMEABIL1TY OF THE BOTTOM-HOLE FORMATION ZONE IN THE WEST SIBERIA FIELDS
Ж. С. Попова
J. S. Popova
Тюменский государственный нефте.'ачопыиymuscpcumam,Тюмень
Ключевые слоса: технологические факторы, терригенные отложения. сеноманская ниежь.
жидкость глушения, блокирующая комношция. аномально шпкое пластовое давление KcyworJs: lechnology factors, terrigenous sediments, Cenomanian deposil, well killing fluid, blocking composition, abnormally low réservoir pressure
Одна из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта — несоответствие применяемых жидкостей глушения геологическим условиям sa лежи. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций при ремонте и необходимых измерений в скважине. Основное назначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллскторских свойств призабойной зоны скважины 111.
Известно, что глубина проникновения фильтрата жидкости глушения в песчаники. которыми сложена сеноманская залежь Западной Сибири, может достигать 5 м или более. Нарушение эксплуатационных свойств пласта под воздействием фильтрата является одной из важных причин снижения добычи. Однако степень закупоривания зависит от чувствительности пласта к этому фильтрату . Чистые песчаники высокой проницаемости (несмотря на то. что проникновение фильтрата здесь происходит гораздо интенсивнее, чем в коллекторы низкой проницаемости) обычно не кольматируют. когда их пластовая вода химически совместима с фильтратом жидкости глушения |2|.
Возможно снижение проницаемости в пределах до 100 % в зависимости от типа породы пласта и растворов. Чувствительными являются пласты, содержащие глины, диспергируемые и/или такие низкопроницасмыс породы, в которых прослеживаются проблемы насыщения, или коллекторы, дающие почти насыщенные рассолы, или нефти, содержащие парафин и асфальтсны. Любое изменение минерализации поровой жидкости оказывает влияние на стабильность глинистых частиц в пористой среде. В частности, понижение минерализации или увеличение водородного показателя (рН) воды, окружающей глинистые частицы дестабилизированного пласта, действует так же. как частицы технологического раствора, вытесненные в его породу. По мере начала добычи мелкие частицы мигрируют в направлении сужений пластовых наслоений либо образуют наносы в зависимости от размера зерен и пор.
Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического.
Примером химического (или как его еще называют смешанного) воздействия является процесс глинизации пласта и его закупоривания жидкостями.
Механическое воздействие на пласт проявляется в закупоривании пласта по стенке скважины в призабойной зоне или в нарушении структуры пласта.
62
Нефть и газ
№ 3, 2014
Анализ применения жидкостей глушения в различных коллекторах показывает, что:
• на проницаемость терригенных заглинизиро ванных коллекторов существенное влияние оказывает химическая природа жидкости глушения.
• определяющим фактором в проблеме сохранения коллскторских 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 обор\дования. скважины), при которой исключается проникновение нерастворимых твердых мсхпримсссй с диаметром частиц 2 мкм в призабойную зону:
• перспективным направлением является создание жидкости глушения на углеводородной и полимерной основе.
На основании этого жидкость глушения должна удовлетворять ряду требований. таких как: иметь плотность, достаточную для обеспечения необходимого противодавления на пласт, обеспечивать максимальное сохранение коллскторских свойств пласта, регулируемость технологических свойств (взрыво- и пожаробезо-пасность. термостабильность), а также технологичность в приготовлении и использовании.
Плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое давление в соответствии с требованиями правил |3. 4|.
Минимальное превышение гидростатического давления столба жидкости глушения относительно глубины кровли пласта с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления приведено в табл. 1 |4|.
Таблица I
Нормы превышения гидростатического давления над Пластовым давлением
Глубина скважины (интервал). м Минимальное превышение гидростатической) давления над пластовым давлением
для неф геводонасышенных пластов .тля гачовыхи гаюконденсагных пластов, а также пластов в неизученных ин гервалах разведочных скважин
1 ООО 1.0 1.5
1001 2 500 1.5 2.0
2 501 4 500 2.0 2.25
4 501 и более 2.5 2.7
К указанному значению репрессии добавляется величина произведения А Ка. где А — коэффициент. \ читываюший колебания гидростатического давления при спускоподъе.мных операциях: Ка — коэффициент аномальности пластового давления по отношению к гидростатическом) давлению при плотности воды 1 ООО кг/м\ С целью сохранения коллскторских свойств прискважинной зоны пласта необходимо обеспечить минимально возможное проникновение жидкости глушения в пласт под действием перепада давления в системе «скважина — пласт» (репрессии). Это чаще всего достигается увеличением условной вязкости жидкости глушения за счет введения растворимых в ней полимеров.
№ 3, 2014
Нефть и газ
63
Возможные допустимые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл. 2.
Таблица 2
Допустимые оттонеипя плотности жидкости глушении от проектных ве.шчин
1 луби 1 ia скважины. м Допустимые отклонения при плотности жидкости глушения, кг м'
до 1 300 1 300 1 800 более 1 800
1 ООО 1.0
1 001 2 500 1.5
2 501 4 500 2.0
4 501 и более 2.5
Выбор типа полимера, используемого для загущения жидкости глушения, необходимо осуществлять исходя из сведений о солевой основе жидкости, температурных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ. Для определения оптимальной концентрации добавки загустителя необходимо выбрать требуемую величину вязкости жидкости глушения с учетом температурных условий применения.
Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницаемых продуктивных пластах (более 0.3 мк.\г). а также при гл\ шении скважин с большим газовым фактором (более 400 м7м') следует применять буферную жидкость максимально возможной вязкости. При наличии в скважине насосно-ко.мпрессорных труб (НКТ). спущенных до забоя, и интенсивном поглощении жидкости глушения в состав загущенной буферной жидкости необходимо ввести водо- и (или) кисло-торастворимыс наполнители (молотый мел. известняк, сидерит, поварент ю соль и др.). Ориентировочная дозировка загу стителя —до 2 %. наполнителя — до 4 %.
Учитывая требования коррозионной инертности жидкости глушения по отношению к металл) труб и внутрискважинного оборудования, промышленному использованию жидкости для глушения скважины должны предшествовать лабораторные испытания на коррозионную активность. При этом коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением рН. повышением температуры (особенно выше 90 "С) и при разбавлении жидкости глушения пластовыми водами.
Дополнительным фактором. спосооств\ юши.м появлению локальной коррозии, является отложение на поверхности металлов водонерастворимых солей |Са8(Х||. |СаСО.ч|. происходящее при смешивании жидкостей на основе кальцийсодсржа-щих солей с пластовыми водами сульфатного и гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровождается кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложением солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых трубах, нсфтссборном коллекторе.
С целью предотвращения отрицательного влияния капиллярных сил. возникающих на границе раздела фаз при контакте жидкостей глушения на водной основе с пластовой углеводородной жидкостью, необходима обработка жидкости глушения соответствующими поверхностно-активными веществами (ПАВ). Обработке следует подвергать жидкости при глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (менее 50 мД).
При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим:
• межфазнос натяжение на границе раздела фаз «жидкость глушения — пла-стовый флюид» должно быть минимальным и не превышать 7-5-10 мН/м:
• ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности поро-вых каналов призабойной зоны пласта:
• в рассолах следует применять нсионогенные и (или) катионные ПАВ. либо их композиции.
В качестве примера рассмотрим процесс глушения скважин на Ямбургском га-зокондснсатном месторождении, в частности на ссноманской залежи. Месторож-
64
Нефть и газ
№ з, 2014
дснис находится в стадии падающей добычи, характеризующейся падением пластового давления, образованием дспрсссионной воронки и снижением дебита.
В качестве жидкости глушения на месторождении в основном применяется ин-всртно-эмульсионный раствор без содержания твердой фазы. Раствор представляет собой эмульсию «вода в масле», где водной фазой является водный раствор хлористого натрия, а углеводородная фаза представляет собой газовый конденсат с добавками ПАВ-эмульгатора. К достоинствам этого раствора можно отнести отсутствие контакта водной фазы раствора с пластом, что снижает отрицательное воздействие жидкости глу шения на глинистый цемент коллектора. Кроме этого раствора при глушении газоконденсатных скважин применяются новые, экологически чистые растворы, представляющие собой водный раствор биополимеров, полимер-коллоидный раствор |5. 6|.
С целью снижения отрицательного воздействия фильтрата жидкости глу шения на пласт растворы готовятся на солевой основе. Применение солей увеличивает плотность раствора и оказывает дополнительную «нагрузку» на блокирующий раствор. Недостатком полимерного раствора является низкая морозостойкость, поэтому его применение возможно только в летний период. Для глу шения газоконденсатных скважин в зимний период применяется водоспиртовой раствор на основе изопропилового спирта. Достоинством раствора является высокая морозостойкость. легкость приготовления, экологичность и сохранность фильтрационно-смкостных свойств коллектора при глушении.
В условиях аномально низких пластовых давлений для предупреждения поглощения жидкости глушения и снижения загрязнения пласта существует необходимость блокирования прискважинной юны. В настоящее время по нашей рекомендации на месторождении применяется блокирующий раствор, основой которого является загущенная жидкость глушения с добавлением кольматируюшего материала. Также на месторождении применяются рекомендуемые нами блокирующие композиции на основе хлористого кальция. Твердая фаза такой композиции образуется за счет химической реакции активных компонентов при их смешении. Твердая фаза имеет размер, сравнимый с размером пор коллектора нсокомских отложений, при обработке прискважинной юны соляной кислотой в процессе вызова притока кольматирующий материал полностью растворяется.
В перспективе для глушения газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений, по нашему мнению, есть необходимость перейти на использование легких или облегченных жидкостей глушения на спиртовой или полигликолсвой основе с обязательным блокированием прискважинной зоны пласта. При этом к блокирующим и жидкостям глушения при проведении ремонтных или дру гих работ на скважинах необходимо предъявлять дополнительные требования. высокую вязкость, широкое регулирование структурно-механических свойств, низкий показатель фильтрации, недопустимость нарушения фильтраци-онно-смкостных свойств коллекторов и эксплуатационных характеристик объекта разработки, нсдсфицитность и дешевизну применяемых химических реагентов, морозоустойчивость. простоту технологии приготовления композиции в промысловых условиях, обеспечение пожарной безопасности при проведении капитального ремонта скважин на месторождениях Западной Сибири.
Список литературы
1. Куаышев Д. В. Сложныерсмомгы газовыхскиажин на месторождениях Западной Сибири. М.: (XX) «1 '¡пиром жепо». 2010. 255 с.
2. Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин: Учеб. пособ. Г. II. Зозуля. А. В. Кустышев. В. 11. Овчинников. К). В. Ваганов. В. В. Дмитрук. М. Г. Гейхман. Тюмень: ТюмППЛ". 2012. 372 с.
3. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «11равила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: Рос технадзор. 2013. 312с.
4. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных paôoi в скважинах. Краснодар. НПО «Ьурснис». 1997. 83 с.
5. Попова Ж. С. Экологически чистые технологические растворы для бурения и ремонта скважин Строи тельство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. №4. С. 45-46.
№ 3, 2014
65
6. Попова Ж. С.. Ткаченко Р. В.. Дмитрук В. В., Рахимов С. Н. Проблемы глушения газоконденсат-ных скважин Ямбургского месторождения /. Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. тр. Института нефти и газа и материалов Межрегиональной научно-технич. конф. с международным участием, посвященной 10-летию Института Нефти и Газа и 65-летию Победы в Великой Отечественной войне (11-12 февраля 2010 года). - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - В двух частях.-Ч. 2.-С. 38-40.
Сведения об авторе
Попова Жанна Сергеевна, аспирант, ассистент кафедры <¡Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)200987. e-mail: gane_p2001@mail.ru
Popovs J. S-, assistant of the chair «Drilling ofoil and gas wells». Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)200987, e-mail: gane_p200Ha-mail.ru
