CC BY
22УДК 622.276:658.58
СОВРЕМЕННЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ СОСТАВОВ ДЛЯ ВРЕМЕННОГО БЛОКИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СО СЛОЖНЫМИ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ MODERN APPROACH TO THE CHOICE OF COMPOSITIONS FOR TEMPORARILY BLOCK THE PRODUCTIVE RESERVOIR WELLS IN THE FIELDS WITH COMPLICATED MINING AND GEOLOGICAL CONDITIONS
Р. А. Гасумов, Т. Ш. Вагина, С. В. Костюков
R. A. Gasumov, T. Sh. Vagina, S. V. Kostukov
Открытое акционерное общество «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»), г. Ставрополь
Ключевые слова: капитальный ремонт скважин; глушение скважины; горно-геологические условия; конденсируемая твердая фаза; продуктивный пласт; аномально низкое пластовое давление Key words: workover; well killing; mining and geological conditions; condensable solid phase; productive formation; abnormally low reservoir pressure
Одним из условий поддержания высоких темпов добычи углеводородного сырья в нефтегазовой отрасли на современном этапе является повышение качества ремонтных работ. Важнейшей из технологических операций, оказывающих существенное влияние на производительность скважин в послеремонтный период, является глушение скважин. Глушение скважин предусматривает комплекс мероприятий по подбору рецептуры, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ.
Проведение этих мероприятий с учетом условий конкретного месторождения является сложной задачей, так как жидкости глушения должны обеспечивать эффектив-
№ 6, 2016
Нефть и газ
51
ность двух противоположных процессов — создание прочного непроницаемого барьера в пласте и сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта после проведения ремонтных работ.
На заключительной стадии разработки месторождений наиболее эффективным является способ глушения скважин с временным блокированием продуктивного пласта, сущность которого заключается в заполнении скважины в интервале продуктивного пласта блокирующей жидкостью с целью создания изолирующего экрана. При этом необходимое противодавление на пласт создается технологической жидкостью, которая располагается в стволе скважины над блокирующей жидкостью.
Влияние жидкостей глушения на продуктивность скважин в послеремонтный период обусловлено, особенностями физико-химических процессов, протекающих при взаимодействии блокирующего состава с минералами продуктивного пласта и с пластовыми флюидами. Величина этого воздействия существенно зависит от того, насколько физико-химические и технологические свойства блокирующей жидкости соответствуют условиям ее применения. В первую очередь следует учитывать параметры пласта-коллектора (минералогический состав, пластовое давление, пористость, проницаемость и др.) и физико-химические свойства флюидов, насыщающих продуктивный горизонт.
Выбор компонентов блокирующего состава должен осуществляться с учетом их минимального негативного влияния на производительность скважин.
Для предотвращения кольматации пород коллектора, обусловленной глубоким проникновением в пласт твердой фазы блокирующего состава, выбор кольматанта должен осуществляться с учетом пористости и проницаемости пород-коллекторов.
Предотвращение образования в каналах и порах стойких эмульсий или нерастворимых осадков при взаимодействии пластовых флюидов и фильтрата технологической жидкости достигается правильным выбором основы блокирующей жидкости (в газовых скважинах предпочтительными являются жидкости на водной основе, в нефтяных — на углеводородной).
Сохранение ФЕС продуктивного пласта, ухудшение которых может быть обусловлено набуханием глин, содержащихся в качестве цементировочного материала в терри-генных коллекторах, а также уменьшение продуктивности скважин за счет образования на поверхности пор адсорбционных гидратных слоев, уменьшающих эффективный радиус каналов пор, может быть достигнуто использованием химических добавок — солей, полимеров, поверхностно-активных веществ и др.
Выбор наполнителя является одной из важнейших задач стоящих при разработке и применении блокирующих составов [1]. Ассортимент промышленно-выпускаемых наполнителей для нефтегазовой отрасли достаточно велик. По структуре их классифицируют как волокнистые, пластинчатые (хлопьевидные) и зернистые (гранулированные). По своей природе наполнители подразделяют следующим образом:
• минеральные (асбест, слюда, карбонаты кальция, магния, железа);
• органические (торф, опилки, шелуха орехов и др.);
• синтетические (целлофан, отходы химических волокон, резиновая крошка и т. д.).
Однако не все эти наполнители могут успешно применяться в блокирующих составах ввиду высоких требований к их технологическим свойствам. Наиболее предпочтительными для применения в блокирующих составах являются кислоторастворимые кольматанты. Это обусловлено тем, что в случае недостаточно качественного удаления блокирующего состава в процессе освоения скважины при создании депрессии на пласт, восстановление коллекторских свойств может быть обеспечено кислотной обработкой призабойной зоны скважины. В связи с этим требованием, перечень кольматан-тов для использования в блокирующих составах значительно сужается.
Правильный выбор фракционного состава и использование качественного закупоривающего материала является залогом предотвращения проникновения жидкой фазы
52
Нефть и газ
6, 2016
блокирующих и технологических жидкостей в пласт и максимального сохранения кол-лекторских свойств. Слишком мелкие частицы кольматанта способны проникать в поры коллектора на значительную глубину, что приводит к существенному снижению проницаемости коллектора и затруднению ввода скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ. И наоборот, слишком крупные частицы закупоривающего материала не способны образовывать плотный блокирующий экран в поровом пространстве пласта, что способствует высокой фильтрации жидкой фазы блокирующей жидкости в пласт. Для определения оптимального фракционного состава закупоривающего материала в нефтегазовой отрасли применяют правило Абрамса, согласно которому средний (медиальный) размер частиц кольматанта должен равняться или быть немного больше 1/3 среднего размера пор пласта [2]. Анализ опыта применения различных наполнителей показал, что при использовании кольматанта с размерами частиц в диапазоне 1/3-1/7 среднего диаметра пор происходит наиболее качественное блокирование и максимальное сохранение ФЕС пласта после освоения скважин [3]. Это объясняется тем, что крупные частицы из указанного диапазона неглубоко проникают в пласт и создают своеобразный каркас. Более мелкие частицы заполняют промежутки между частицами в порах пласта. Под действием гидростатического давления частицы уплотняются и создают прочный непроницаемый барьер, предотвращающий поступление жидкой фазы технологических жидкостей в пласт.
Одним из перспективных направлений, позволяющих значительно повысить эффективность ремонтных работ, является использование при глушении скважин составов с конденсируемой твердой фазой, образующейся в результате химических превращений в процессе приготовления состава и являющейся блокирующим агентом.
К достоинствам таких составов следует отнести следующее:
• конденсируемая твердая фаза имеет конкретный заданный химический состав с минимальным содержанием неконтролируемых примесей (в отличие от кольматантов природного происхождения);
• фракционный состав частиц кольматирующего агента (конденсируемой твердой фазы) может изменяться в достаточно широких пределах за счет корректировки содержания химических реагентов в рецептуре блокирующего состава;
• кольматант образуется в блокирующем составе в результате химического взаимодействия компонентов, что обеспечивает повышение технологичности процесса приготовления и высокую однородность распределения твердой фазы в составе.
По химической природе такие составы условно можно подразделить на гидрогели, солегели и гидросолегели (смешанная форма конденсируемых дисперсий). К первой группе относятся составы с конденсируемой твердой фазой представленной гидрокси-дами металлов. Как правило, это гидрогели алюминия или магния. Образование твердой фазы в них происходит за счет химического взаимодействия водорастворимой соли металла и щелочи. Ко второй группе относятся составы, в которых роль конденсируемой твердой фазы выполняют нерастворимые в воде соли металлов, например частицы силиката кальция.
Недостатком и тех и других является достаточно узкий фракционный состав частиц. Так, для гидрогелей характерны аморфные частицы малого размера, а для солеге-лей — крупные кристаллические частицы. В связи с этим такие составы могут обеспечить эффективное блокирование только пластов с однородной проницаемостью, что на практике встречается достаточно редко.
Этого недостатка лишены гидросолегели. Они представляют собой сложные химические системы, в которых в качестве твердой фазы выступают частицы гидроксидов и солей металлов различной формы и размеров. Образование дисперсной фазы в таких системах происходит за счет одновременного протекания ряда физико-химических процессов. Таким образом, твердая фаза в гидросилегелевых составах является поли-
6, 2016
Нефть и газ
5.?
дисперсной со значительным разбросом частиц по размерам. Это позволяет успешно использовать их для блокирования неоднородных по размерам поровых каналов продуктивных пластов.
Не менее важным свойством блокирующего состава является ингибирование набухания глинистых минералов. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов: гранулярным (обломочный, хемогенный), трещинным и смешанного строения. Гранулярные (терригенные) коллекторы сложены преимущественно песчано-алевритовыми породами, состоящими из песчаников, песка, алевролитов, реже — известняков, доломитов, мергелей. Цементировочным материалом в таких породах, как правило, являются глинистые минералы, реже — карбонаты. Кроме того глинистые минералы встречаются в коллекторах в виде прожилок и пропластков.
Глины продуктивных коллекторов состоят в основном из смеси глинистых минералов: каолинитовых, монтмориллонитовых, гидрослюдистых, хлоритовых и других. Их содержание в продуктивном пласте может составлять от долей процента до 30 % и более.
Породы, включающие глинистые минералы склонны к набуханию, что характеризуется увеличением объема образца породы и его влажности. Таким образом, процесс набухания глин приводит к снижению пористости и проницаемости породы. Интенсивность этого процесса существенно зависит от химического состава жидкости в по-ровом пространстве, концентрации солей в ней, состава обменных ионов, минералогического, гранулометрического состава пород, структуры породы, характера ее внутренних связей. Это обусловлено тем, что связи между гетерогенными слоями у глинистых минералов могут быть различными в зависимости от особенностей строения слоя и его заряда. У некоторых глинистых минералов они достаточно прочны и обеспечиваются взаимодействием атомов кислорода и гидроксильных групп (водородная связь) или катионами, располагающимися в межслоевом пространстве (ионно-электростатическая связь). У других минералов связь между слоями менее прочная и обусловлена молекулярными силами [4].
Таким образом, создание блокирующих составов, обладающих высокими блокирующими свойствами и обеспечивающих сохранение ФЕС пластов, в том числе благодаря ингибированию набухания глинистых минералов пласта-коллектора, является достаточно сложной задачей, от решения которой существенно зависит продуктивность скважины в послеремонтный период.
ОАО «СевКавНИПИгаз» имеет большой опыт разработки технологических жидкостей и технологий глушения скважин для месторождений с различными горногеологическими и климатическими условиями [5-8]. Однако, несмотря на высокую эффективность разработанных ранее блокирующих составов на сегодняшний день в связи с возросшими требованиями к параметрам состава вопрос усовершенствования и разработки новых составов остается по-прежнему актуальным.
В ОАО «СевКавНИПИгаз» был разработан блокирующий состав с конденсируемой твердой фазой, выбранной из числа кислоторастворимых химических соединений. Он обладает высокими блокирующими свойствами (выдерживает перепад давлений до 20 МПа) в терригенных коллекторах с неоднородной проницаемостью, содержащих глинистые минералы различного минералогического и химического состава. Кроме того, блокирующий состав обеспечивает сохранение ФЕС пласта (коэффициент восстановления проницаемости составляет более 95 %), а также ингибирование набухания глинистых минералов.
При разработке состава были проведены исследования по изучению его влияния на набухание горных пород по методике К. Ф. Жигача и А. Н. Ярова, учитывающей начальную пористость образца и объем иммобилизованной жидкости. По данной методике существующие методы оценки характера взаимодействия разрабатываемых со-
54
Нефть и газ
Л-» 6, 2016
ставов с глинистой породой базируются на исследовании процесса гидратации по коэффициентам набухания, размокания и скорости увлажнения.
Исследования проводились на натуральных кернах Северо-Ставропольского месторождения, представленных мелоподобным мергелем и аргиллитом.
По результатам исследований влияния разработанного блокирующего состава на набухаемость различных глинистых минералов построены зависимости, представленные на рисунке.
Рисунок. Влияние блокирующего состава с конденсируемой твердой фазой на набухаемость мелоподобного мергеля (а) и аргиллита (б):
1 — дистиллированная вода, 2—разработанный состав
В результате исследований выявлено, что разработанный состав обладает высоким ингибирующим эффектом. И это объясняется тем, что он содержит два вида ингиби-рующих частиц катионы и анионы, которые имеют различную природу и эффективны в глинистых минералах, имеющих различную структуру и свойства, причем ингиби-рующие компоненты не вводятся дополнительно, а образуются в процессе приготовления состава в качестве побочных продуктов при формировании дисперсной фазы, являющейся блокирующим агентом.
Таким образом, проведенные исследования наглядно доказывают перспективность применения технологических жидкостей с конденсируемой твердой фазой при глушении скважин со сложными горно-геологическими условиями, в том числе в коллекторах со значительным содержанием глинистых минералов. Однако выбор рецептуры блокирующих составов должен определяться в строгом соответствии с конкретными условиями их применения.
Список литературы
1. Крылов В. И., Крецул В. В., Меденцев С. В. Современные технологические жидкости для заканчивания и капитального ремонта скважин. Часть 1 // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2015. -№ 1. - С. 36-44.
2. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion // Journal of Petroleum Technology. -1977. -V. 29. -I. 5. - P. 586 -592.
3. Dick M. A., Heinz T. J., Svoboda C. F., Aston M. Optimizing the selection of bridging particles for reservoir grilling fluids. SPE International symposium on formation damage. - Lafayette, 2000. - Р. 58793.
4. Соколов В. Н. Глинистые породы и их свойства // Соросовский образовательный журнал. - 2000. - Т. 6. -№ 9. - С. 59-65.
5. Гасумов Р. А., Гаврилов А. А., Вагина Т. Ш. Гидросолегелевый блокирующий состав и технология его применения на скважинах Западно-Сибирского нефтегазового бассейна // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2009. -№ 10. - С. 34-36.
6. Гасумов Р. А., Вагина Т. Ш., Гаврилов А. А. Глушение скважин с временным блокированием продуктивного пласта на газовых скважинах с АНЦД месторождений Крайнего Севера // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2007. -№ 9. - С. 37-40.
7. Вагина Т. Ш., Гаврилов А. А. Разработка блокирующего состава для глушения скважин на месторождениях Западной Сибири с учетом современных требований // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2014. -№ 6. - С. 38-41.
8. Патент РФ № 2543003, МПК С09К 8/504. Состав для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе / Р. А. Гасумов, А. А. Гаврилов, Т. Ш. Вагина, С. В. Костюков // Бюл. № 6 от 27.02.2015; заявл. 18.03.2014, № 2014110212/03.
№ 6, 2016
Нефть и газ
55
Сведения об авторах
Гасумов Рамиз Алиевич, д. т. н., профессор, заслуженный деятель науки РФ, академик РАЕН, первый заместитель генерального директора, ОАО «СевКав-НИПИгаз», г. Ставрополь, тел. 8(8652)563026, e-mail: Priemnaya@scnipigaz. ru
Вагина Таисия Шаиховна, к. т. н., ведущий научный сотрудник, ОАО «СевКавНИПИгаз», г. Ставрополь, тел. 8(8652)563026, e-mail: svnipigz@gazprom.ru
Костюков Сергей Владимирович, аспирант, научный сотрудник, ОАО «СевКавНИПИгаз», г. Ставрополь, тел. 89197405226, e-mail: kostyukovsv@scnipigaz.ru
Information about the authors
Gasumov R. A., Doctor of Engineering, professor, Honored Scientist of RF, academician of RANS, First Deputy CEO, JSC «SevCavNIPIgaz», Stavropol, tel. 8(8652)563026, e-mail: Priemnaya@scnipigaz. ru
Vagina T. Sit., Candidate of Science in Engineering, leading research associate, JSC «SevCavNIPIgaz», Stavropol, tel. 8(8652)563026, e-mail: svnipigz@gazprom.ru
Kostukov S. V., postgraduate, researcher, JSC «SevCavNIPIgaz», Stavropol, tel. 89197405226, e-mail: kostyukovsv@scnipigaz. ru
