CC BY
38УДК 622.24.062
А.С. Перепелкин, аспирант, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин (БНГС), Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ); А.Ю. Бикметов, магистрант, кафедра БНГС, УГНТУ; В.Г. Конесев, к.т.н., главный специалист, ООО «НТЦ-ГАЗПРОМНЕФТЬ»; К.Т. Суфьянов, аспирант, кафедра БНГС, УГНТУ; А.Н. Попов, профессор, кафедра нефтегазопромыслового оборудования, УГНТУ
Разработка биополимерных растворов для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением
Обоснована возможность использования биополимерного раствора в качестве технологической жидкости для глушения скважин. Описана методика расчета реологических параметров. Получены результаты лабораторных исследований.
Ключевые слова: глушение скважин, биополимеры, блокирующий раствор, блокировка и деблокировка продуктивного пласта.
Глушение нефтегазовых скважин перед выполнением ремонтных работ существенно затрудняется в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) в связи с поглощением жидкостей глушения (ЖГ). При наличии АНПД в пласт закачивается блокирующий состав с соответствующими реологическими свойствами, который позволяет создать в продуктивном пласте экран, предупреждающий поглощение жидкости глушения. При этом важно, чтобы экран достаточно легко удалялся и не оказывал отрицательного влияния на проницаемость коллектора по окончании ремонтных работ [1]. Поглощение промывочного и цементного растворов происходит также, когда
скважиной вскрываются горные породы, имеющие высокую проницаемость, трещины, каверны и прочие крупные каналы, а давление раствора на стенки скважины превышает пластовое в рассматриваемом интервале. В связи с изложенным - задача исследования жидкостей глушения и блокирующих составов с регулируемыми (заданными) показателями реологических и структурно-механических свойств, а также совершенствование их составов является актуальной.
МЕТОДОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ВКЛЮЧАЕТ:
1. Поиск аналитической зависимости показателей реологических и структур-
но-механических свойств создаваемого в пласте экрана с величиной перепада давления, необходимого для глушения пласта.
2. Экспериментальное обоснование выбора компонентов блокирующего состава, совместимого с продуктивным пластом и имеющего необходимые значения вязкости и статического напряжения сдвига.
3. Экспериментальное обоснование регулирования времени выдержки показателей реологических и структурно-механических свойств на заданном уровне.
4. Промысловая апробация разработанной технологии глушения скважин. В пористой среде движение жидкости происходит по весьма сложным и извилистым каналам, форма и распределение размеров которых зависят от структуры пористой среды. Оценить скорость течения вязко-пластичной жидкости в проницаемой среде можно по уравнению (1), предложенному в [2]:
где о) - скорость фильтрации; т| - структурная вязкость; к - проницаемость образца породы; т0 - динамическое напряжение сдвига; dp/dx - градиент давления;
¿ИХ»
■1Сij£ii
lUtflj
U 1 i 2 Л 1 i T К !t 11} Сртки
Рис. 1. Динамика изменения ВНСС растворов на основе биополимеров во времени
DRILLING
Таблица 1. Влияние различных биополимеров на ВНСС и СНС растворов
№ опыта Время, сут. Робус КК Ксантановая смола Гаммаксан
ВНСС, сП СНС, Па 10 сек/10 мин. ВНСС, сП СНС, Па 10 сек/10 мин. ВНСС, сП СНС, Па 10 сек/10 мин.
1 0,25 18621 20/22 33944 42/43 26328 27/29
2 1 23158 23/28 33730 43/44 30144 33/34
3 2 24235 23/28 34466 43/44 30432 33/34
4 3 24773 23/28 34834 43/44 30721 33/34
5 4 25312 26/32 35203 44/45 30942 40/41
6 5 28402 28/35 37141 44/46 34299 43/44
7 6 34147 40/47 37225 45/47 38759 57/59
8 7 33486 37/42 35964 46/46 38098 49/52
9 8 31625 33/38 34703 45/46 36237 49/52
10 9 30364 32/37 33442 44/45 34976 47/50
а - безразмерный коэффициент, для глинистых и цементных растворов а = (2,8-4,5)*10-3, для вязко-пластичных жидкостей, не содержащих твердой фазы, а = 16,6*10-3.
Соответственно, количество вязко-пластичной жидкости, протекающей за единицу времени при структурном движении через пористое пространство, выражено формулой (2):
0>(РгР2) уа-РУК
где Q - количество жидкости, протекающей за единицу времени; ДР = Р1 - Р2 - перепад давления на пласт;
F - площадь сечения пористой среды; L - толщина (мощность) пласта. После капитального или текущего ремонта практически во всех скважинах наблюдается снижение дебитов из-за загрязнения продуктивного пласта при глушении и собственно ремонте. Одной из основных причин снижения продуктивности скважин после ремонта является несоответствие применяемых ЖГ геолого-техническим условиям. Жидкости глушения должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине.
Основные требования к жидкостям глушения состоят в том, чтобы они имели плотность, достаточную для обеспечения необходимого противодавления на пласт, обеспечивали максимальное
JU
сохранение коллекторских свойств пласта, регулируемость технологических свойств, взрыво- и пожаробезо-пасность, термостабильность и успешное проведение различных операций,
а также были технологичными в приготовлении и обслуживании [3]. Отличительными особенностями технологических растворов, обработанных микробными полисахаридами (биополи-
15И» J-1---1-1
20 5(i W
ivMnepdiYP J. ЛС
Рис. 3. Влияние температуры на ВНСС растворов на основе биополимеров
Таблица 2. Влияние температуры на ВНСС и СНС растворов на основе биополимеров
№ опыта Температура, 0С Робус КК Ксантановая смола Гаммаксан
ВНСС, сП СНС, Па 10 сек/10 мин. ВНСС, сП СНС, Па 10 сек/10 мин. ВНСС, сП СНС, Па 10 сек/10 мин.
1 22 34147 40/47 37225 45/47 38759 57/59
2 30 25958 29/34 32366 31/33 36600 35/39
3 50 19000 23/27 30177 30/32 34542 38/38
4 70 16653 21/23 25000 30/33 29700 35/38
Таблица 3. Изменение перепада давления во времени
№ опыта Время, сут. Перепад давления, МПа
Ксантановая смола Гаммаксан
1 0,25 4,08 3,16
2 1 4,05 3,62
3 2 4,14 3,66
4 3 4,19 3,7
5 4 4,23 3,72
6 5 4,46 4,12
7 6 4,47 4,66
8 7 4,32 4,58
9 8 4,17 4,36
10 9 4,02 4,2
мерами), являются уникальные реологические свойства, выраженные высокими значениями вязкости при низких скоростях сдвига (ВНСС), повышенными и устойчивыми значениями статического напряжения сдвига (СНС) [4]. В современной мировой практике контроля реологических свойств буровых промывочных жидкостей широко применяются вискозиметры OFITE модификации 800, 900, позволяющие сни-
мать показания при низких скоростях сдвига.
Нами использовался вискозиметр OFITE модификации 900. Подключение вискозиметра к компьютеру с программой ORCADA на основе Windows дает возможность производить более широкий спектр комплексных лабораторных анализов и сохраняет базу данных. Приведем некоторые результаты экспериментов с использованием биопо-
лимеров: Робус КК, Ксантановая смола, Гаммаксан.
В качестве исходных данных были выбраны следующие пластовые условия: ДР = 3,5 МПа = 3,5.106 Па; к = 100 мДа = 0,1.10-6 м2;
• температура флюида в пласте, Т = 70 0С;
• L = 15 м;
• глубина проникновения блокирующего раствора, г = 2 м;
а = 16,6.10-3; т0 = 13 Па;
Q = 10 л/с = 0,01 м3/с. Исходя из уравнения (2), вязкость определяется по формуле (3):
Ь/к*(\/к*ДР - тп*а*1.) , ч Л--^-. (3)
Подставив исходные данные в формулу (3), получим минимально необходимые значение вязкости: г| сП. Жидкость глушения на водной основе получена с использованием экологически безопасных модифицированных оксалей, способствующих улучшению проницаемости продуктивных пластов [5], а также карбонатного кольматанта (мела) и вышеназванных биополимеров.
РЕЦЕПТУРА БЛОКИРУЮЩЕГО СОСТАВА СЛЕДУЮЩАЯ:
• техническая вода - 60%;
• модифицированные оксали - 16,7%;
• карбонатный кольматант (СаС03) -22,3%;
• биополимер - 1%.
Результаты опытов приведены в таблице 1.
Для наглядности построены графики изменения ВНСС во времени (рис. 1) и графики структурообразования растворов на основе биополимеров (рис. 2). Из рисунка 1 видно, что благоприятной реологической характеристикой (ВНСС) обладают растворы на основе биополи-
Рис. 4. Влияние температуры на СНС растворов на основе биополимеров
DRILLING
Таблица 4. Изменение перепада давления под воздействием температуры
№ опыта Температура, 0С Перепад давления, МПа
Ксантановая смола Гаммаксан
1 22 4,47 4,66
2 30 3,89 4,4
3 50 3,63 4,15
4 70 3,01 3,57
меров Гаммаксан и Ксантановая смола. Как видно из рисунка 2, эти растворы имеют более высокие показатели структурно-механических свойств, что может быть важным для создания прочного экрана.
В дальнейшем каждый из трех растворов исследовался под воздействием температуры. Результаты опытов приведены в таблице 2 и на рисунках 3 и 4. Из рисунка 3 видно, что при повышении температуры растворы на основе биополимеров Гаммаксан и Ксантановая смола сохраняют вполне приемлемые реологические характеристики. Как видно из рисунка 4, эти же растворы сохраняют и более высокие показатели структурно-механических свойств с ростом температуры. На основе полученных экспериментальных данных и уравнения (3) рассчитан перепад давления, который может выдерживать экран, созданный в пористом
пространстве исследуемыми биополимерными растворами. Результаты расчета приведены в таблицах 3 и 4. Анализ приведенных данных показывает, что при увеличении времени с 6 часов до 9 суток перепад давления, который может выдерживать экран, созданный в пористом пространстве исследуемыми биополимерными растворами, возрастает на 10-47%, а при повышении объемной температуры с 22 до 70 0С перепад давления снижается на 24-33%.
Указанные возможные изменения свойств биополимерных растворов необходимо учитывать как на стадии глушения пластов, так и при деблокировке пор после окончания ремонтных работ. Необходимо учитывать и вклад в прочностные свойства экрана структурной составляющей блокирующих растворов, которая, по оценкам ряда работ [2, 6], может быть достаточно значительной, что требует экспериментального подтверждения.
Литература:
1. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов / Н.А. Петров, В.Г. Султанов, И.Н. Давыдов, В.Г. Конесев. - СПб.: ООО «Недра», 2007. - 544 с.
2. Технология заканчивания скважин / З.М. Шахмаев, В.Р. Рахматуллин. - Уфа, 1996. - 190 с.
3. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. Токунов, А.З. Саушин. - М.: ООО «Не-дра-Бизнесцентр», 2004. - 711 с.
4. Патент РФ № 2365611. Состав полисахаридного геля для глушения и промывки скважин и способ его приготовления / Л.А. Магадова, М.А. Силин, С.А. Низова, Е.Г. Гаевой, М.И. Рудь, В.Н. Мариненко, Д.Ю. Мельник.
5. Патент РФ № 2260112. Жидкость для глушения скважин / Р.А. Исмаков, А.А. Ахметов и др. - Заявл. 18.05.2004. - Опубл. 10.09.2005. - Бюл. № 25.
6. Кондрашов О.Ф. Физико-химические основы регулирования изолирующих свойств безглинистых полисахаридных буровых растворов: дисс. докт. техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 2005. - 271с.
UDC 622.24.062
A.S. Perepelkin, graduate OGWD cathedra, USPTU; A. Yu. Bikmetov, ungraduate OGWD cathedra, USPTU; V.G. Konesev, candidate of
engineering sciences, chief specialist LLC «STC-Gazpromneft»; K.T. Sufyanov, graduate OGWD cathedra, USPTU; A.N. Popov, professor
OGE, USPTU
Elaboration of biopolymer mud for wells killing with abnormally low reservoir pressure
The possibility of using the biopolymer mud as the process fluid for wells killing. Described the method of calculation rheological
parameters. Received the results of laboratory experiments.
Keywords: well killing, biopolymer, blocking mud, blocking and unblocking the couche productive.
References:
1. Povyshenie kachestva pervichnogo i vtorichnogo vskrytiya produktivnykh plastov (Improvement in quality of producing formations' primary and secondary completion) / N.A. Petrov, V.G. Sultanov, I.N. Davydov, V.G. Konesev. - SPb.: Nedra LLC, 2007. - 544 p.
2. Tekhnologiya zakanchivaniya skvazhin (Well completion technology) /Z.M. Shakhmayev, V.R. Rakhmatullin. - Ufa, 1996. - 190 p.
3. Tekhnologicheskie zhidkosti i sostavy dlya povysheniya produktivnosti neftyanykh i gazovykh skvazhin (Process liquids and compositions for increase in oil and gas wells production) / V.I. Tokunov, A.Z. Saushin. - Moscow: Nedra Business Center LLC, 2004. - 711 p.: illustr.
4. RF Patent No. 2365611. Sostav polisakharidnogo gelya dlya glusheniya i promyvki skvazhin i sposob ego prigotovleniya (Composition of polysaccharide gel for well killing and flushing and its preparation method) / L.A. Magadova, M.A. Silin, S.A. Nizova, Ye.G. Gayevoy, M.I. Rud, V.N. Marinenko, D.Yu. Melnik.
5. RF Patent No. 2260112. Zhidkost' dlya glusheniya skvazhin (Well killing fluid) / R.A. Ismakov, A.A. Akhmetov et al. - Applied on 18.05.2004. -Published on 10.09.2005. - Bul. No. 25.
6. O.F. Kondrashov. Fiziko-khimicheskie osnovy regulirovaniya izoliruyutshikh svoistv bezglinistykh polisakharidnykh burovykh rastvorov (Physical and chemical fundamentals of control over insulating properties of clay-free polysaccharide drilling muds): Thesis of Doctor of Engineering Science. - Ufa: USPTU, 2005. - p. 271.
