Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния вопроса о применении составов жидкостей при глушении и освоении скважин в условиях АНПД 9
1.1. Изучение факторов, влияющих на состояние призабойной зоны пласта и фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта при эксплуатации скважин 9
1.2. Влияние жидкостей глушения на состояние ПЗП при ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений 19
1.3. Влияние технологических факторов на состояние ПЗП при вскрытии продуктивных пластов перфорацией 27
1.4. Требования к технологическим жидкостям для глушения и освоения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений 30
2. Исследование и разработка пенообразующих жидкостей для глушения и освоения скважин в условиях АНПД 35
2.1. Исследование блокирующих свойств пенообразующих жидкостей 35
2.1.1. Применяемые материалы, методы исследований, приборы и оборудование 35
2.1.2. Основные свойства пенных систем 42
2.1.3. Исследование влияния пенных систем на устойчивость стенок скважины и состояние пород-коллекторов 59
2.1.4. Применяемые пенообразующие жидкости для глушения скважин в условиях АНПД и требования к ним 66
2.2. Разработка пенообразующего состава с наполнителем для блокирования ПЗП при глушении скважин 75
2.3. Разработка пенообразующего состава для вскрытия продуктивных пластов перфорацией 86
3. Исследование и разработка способа приготовления и применения блокирующих жидкостей с наполнителем при глушении скважин 100
3.1.Исследования, направленные на получение новых реагентов наполнителей для применения в пенных системах для глушения скважин 100
3.2. Исследования и разработка наполнителя растительного происхождения к блокирующим жидкостям 118
3.3. Совершенствование способа приготовления полидисперсного торфяного реагента для жидкости глушения 129
4. Совершенствование способа приготовления и применения блокирующих жидкостей с наполнителем при глушении скважин 143
4.1. Технология приготовления и применения блокирующих жидкостей с наполнителями растительного происхождения 143
4.2. Совершенствование технологии временного блокирования продуктивного пласта при глушении скважин 147
4.2.1. Оценка влияния интенференции соседних скважин на величину забойного давления при ремонте скважин 148
4.3. Технология глушения скважин в условиях АНПД с временным блокированием ПЗП 152
5. Результаты опытно-промысловых испытаний 165
5.1. Подбор рецептур блокирующих жидкостей для проведения опытно-промысловых испытаний 165
5.2. Результаты ОПИ при глушении скважин с временным блокированием продуктивных пластов с использованием пенообразующих составов 169
5 3. Вскрытие продуктивных пластов перфорацией в пенной среде 181
Основные выводы и рекомендации 185
Список использованных источников 187
Приложение 211
- Влияние жидкостей глушения на состояние ПЗП при ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений
- Применяемые пенообразующие жидкости для глушения скважин в условиях АНПД и требования к ним
- Исследования и разработка наполнителя растительного происхождения к блокирующим жидкостям
- Результаты ОПИ при глушении скважин с временным блокированием продуктивных пластов с использованием пенообразующих составов
Введение к работе
Актуальность проблемы. Многие газовые и газоконденсатные месторождения находятся на поздней стадии разработки, что сопровождается старением основного скважинного фонда, падением уровня добычи и другими осложнениями. Для решения задач поддержания и восстановления производительности скважин, возникает необходимость проведения ремонтно-восстановительных работ (РВР) в скважинах, представляющих собой комплекс геолого-технических мероприятий. При этом одним из основных этапов этих работ является глушение и освоение скважин с применением специальных жидкостей. Основным требованием к качеству проводимых работ в скважинах является сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта, которое зависит от свойств применяемых жидкостей при глушении и освоении скважин, а также технологии их применения. Учитывая вышеизложенное, совершенствование технологии глушения и освоения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) с применением специальных жидкостей является весьма актуальным.
Цель работы. Повышение качества глушения и освоения газовых скважин в условиях АНПД путем разработки эффективных составов технологических жидкостей.
Основные задачи работы:
-
Изучение причин снижения ФЕС продуктивного пласта при его вскрытии и ремонте газовых скважин в условиях АНПД.
-
Анализ существующих методов и составов технологических жидкостей для глушения и освоения газовых скважин в условиях АНПД.
-
Исследование влияния пенообразующих жидкостей (ПОЖ) на ФЕС пласта-коллектора и их блокирующих свойств.
-
Обоснование требований к блокирующим жидкостям для глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.
-
Разработка состава пенообразующей жидкости для вскрытия продуктивных пластов перфорацией и глушения скважин в условиях АНПД.
-
Исследование закупоривающих свойств наполнителей растительного происхождения для блокирующих жидкостей и выбор регента-наполнителя к жидкостям глушения.
-
Разработка способа приготовления полидисперсного торфяного реагента для жидкости глушения.
-
Совершенствование технологии блокирования призабойной зоны пласта (ПЗП) при глушении и освоении газовых скважин в условиях АНПД.
Научная новизна
1. Изучен, выявлен и объяснен механизм формирования блокирующего экрана в породе-коллекторе за счет полидисперсного реагента-наполнителя, отличающийся высоким пределом прочности при репрессии в системе «скважина-пласт».
2. Установлен и объяснен механизм получения блокирующих жидкостей на пенной основе с реагентом-наполнителем и высокой блокирующей способностью.
3. Экспериментально определен комплекс физико-химических и технологических свойств пенообразующей жидкости, способствующий получению стабильной пены.
4. Изучено влияние сил сцепления между отдельными молекулами адсорбционного слоя, а также подвижности этих молекул на восстановление деформаций, возникающих при истечении жидкости из пленки пузырьков.
5. Выявлен механизм декольматирующих свойств пенных систем при освоении скважин.
6. Установлено, что благодаря защитным свойствам стабильной пены при проведении перфорации ослабляется воздействие ударных волн и их гашение за счет вязкостных характеристик пены.
Практическая значимость и реализация работы
1. Разработан пенообразующий состав с наполнителем и рекомендации по приготовлению и применению пенообразующей жидкости для глушения и освоения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД.
2. Разработан состав пенообразующей жидкости для вскрытия продуктивных пластов перфорацией в скважинах с АНПД.
3. Разработаны способы приготовления полидисперсного торфяного реагента, которые использованы при получении блокирующей жидкости для глушения скважин.
4. Полученные результаты позволили рекомендовать для практического применения составы пенообразующей жидкости с наполнителем с использованием полидисперсного торфяного реагента и травяной муки для жидкости глушения, а также способы их приготовления.
5. Разработанные составы пенообразующих жидкостей для блокирования призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии продуктивных пластов перфорацией и глушения реализованы, успешно испытаны и внедрены при ремонте и освоении скважин на месторождениях Западной Сибири, Крайнего Севера (Медвежьего НГКМ, Ямбургское ГКМ, Уренгойское ГКМ и т.д.) и Северо-Ставропольского ПХГ.
6. Применение в промысловых условиях разработанных пенообразующих жидкостей повысило качество и эффективность проводимых ремонтных работ в скважинах при аномально низких пластовых давлениях.
7. Полученные результаты исследований успешно применяются при проведении работ по повышению и восстановлению производительности скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях и ПХГ ОАО «Газпром».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на международных научно-практических конференциях: XXV НТК СГТУ (Ставрополь, 1996), I, II и III Региональной НТК (Ставрополь, СГТУ, 1997-99 г.г.), II, III и IV Всероссийской конференции (Москва, РГУНиГ им. Губкина, 1997-99гг.), 53-ий Межвузовской научной конференции (Москва, РГУНиГ им. И.М.Губкина, 1999 г.), международной НПК (Кисловодск, СевКавНИПИгаз, 2005-2010 г.г.), Всероссийской НПК (Ямбург, Газпром, 2004 г.), НТК (Тюмень, ТюменНИИгипрогаз, 2002 г.); НПК (Ставрополь, 2006-2007 г.г.).
Публикации
Основные положения диссертационной работы опубликованы в 55 научных работах, из них 5 патентов РФ, в т.ч. 3 работы опубликованы в журналах, входящих в перечень, утвержденный ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 250 страницах текста, иллюстрируется 21 рисунками, содержит 27 таблиц, приложений и сопровождается списком использованных литературных источников из 201 наименования.
Влияние жидкостей глушения на состояние ПЗП при ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений
Для поддержания производительности газовых и газоконденсатных скважин необходимо выполнение ГТМ в рамках проекта разработки месторождений УВ, путем выполнения капитального и текущего ремонта скважин.
В практике выполнения ГТМ по фонду газовых и газоконденсатных скважин существуют различные виды ремонтно-восстановительных работ (РВР), ремонтно-изоляционных работ (РИР) и работы по интенсификации притока пластового флюида (ИППФ). Из них можно выделить - ликвидация заколонных газопроявлений и межколонных перетоков, изоляция зон поглощения промывочной жидкости, изоляция водопритоков, промывка ГГШ, ук репление и восстановление ПЗП, удаление жидкости из скважин др. [17, 33-34, 41, 47,48, 53, 58,66, 67, 83, 84,104].
Для успешного проведения ремонтных работ в скважинах необходимо качественное выполнение трёх основных этапов:
- глушение скважин с временным блокированием продуктивного пласта;
- проведение основной операции (РИР, РВР, ИППФ или др.);
- послеремонтное освоение скважины.
Первые две ступени включают в себя выбор и использование технологических жидкостей для проведения работ по блокированию ПЗП, глушение скважин и технологию по их использованию. От этих этапов зависит сохранение ФЕС продуктивного пласта и состояние ПЗП. Успешность процесса освоения скважин зависит от качественного выполнения технологии проведения работ первых двух этапов.
В процессе проведения ремонтных работ в скважине наиболее существенное влияние на фильтрационную характеристику пласта оказывает используемая технологическая жидкость и технология их применения. А это зависит от компонентного состава жидкости, ее реологических показателей.
Технологическая жидкость для вскрытия продуктивных пластов и ремонта скважин должна обязательно обладать при прочих равных условиях основным свойством - не ухудшать естественную проницаемость продуктивного пласта. В связи с этим для предотвращения проникновения жидкости и ее фильтрата в пласт рекомендуется создать защитный экран в ПЗП, путем его блокирования перед глушением скважины. С учетом значения данной операции при глушении скважин, временное блокирование продуктивного пласта становится важнейшим этапом ремонта скважин. Блокирующим жидкостям предъявляют особые требования с точки зрения сохранения коллек-торских свойств продуктивного горизонта. Эти жидкости должны предотвращать поглощение промывочной жидкости, выдерживать высокие репрессии в системе "скважина-пласт", легко удаляться из пласта при минимальных депрессиях в процессе освоения скважин и сохранять свои качества при от рицательных температурах в условиях Крайнего Севера. В связи с этим возникает необходимость разработки технологии и специальных технологических жидкостей для глушения скважин в условиях АНПД, отвечающих вышеперечисленным требованиям. Для совершенствования составов жидкости глушения и технологии их применения необходимо изучение влияния этих факторов на состояние ПЗП и ФЕС продуктивного горизонта при проведении различных робот в скважинах, в т.ч. для условий АНПД.
Анализ влияния технологических факторов, в т.ч. рабочих жидкостей при ремонте скважин на состояние ПЗП на примере ряда ГКМ Западной Сибири показывает, что проблема сохранения ФЭС пласта при глушении скважин становится все более и более актуальной, особенно в последние годы, когда большинство месторождений УВ находятся на поздней стадии разработки. В этой связи особое внимание уделяется совершенствованию составов технологических жидкостей и методов глушения, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта при проведении ремонтных работ, особенно в условиях АНПД. Для изучения данного вопроса нами был собран и проанализирован в большом объеме промысловый материал по проведению РВР, РИР и ИППФ в скважинах ГКМ (Медвежье, Уренгойское, Юбилейное, Комсомольское, Ямбургское и др.). По результатам обработки промыслового материала установлено, что многие применяемые технологические жидкости и способы глушения скважин в условиях АНПД отрицательно влияют на ФЕС пород-коллекторов и устойчивость ПЗП [36, 51,59,33,84,107,200].
Анализ показывает, что в начальный период разработки этих месторождений были осуществлены работы по КРС, в основном, связанные с ликвидацией затрубного и межколонного газопроявления. В последующие периоды разработки появились совершенно другие виды ремонта, такие как ликвидация песчано-глинистых пробок, изоляция пластовых вод, перфорация дополнительного интервала. При использовании общепринятых технологий, с применением водных растворов, с наличием твердой фазы при глушении во всех скважинах в связи со снижением ФЭС продуктивного пласта приходилось производить дострел и вовлекать в эксплуатацию верхние интервалы газоносной части пласта. Однако, несмотря на это, послеремонтный дебит скважин оказался в среднем на 9,6% меньше по сравнению с доремонтным.
Причиной этого служит, вероятно, отрицательное влияние рабочих жидкостей и их фильтрата на коллекторские свойства продуктивного пласта, в его загрязнении и разрушении структуры пород-коллекторов. Более интенсивно такое явление происходит в призабойной зоне тех скважин, где наблюдается более высокая репрессия на пласт. Данная ситуация вызывает повышение линейной скорости фильтрации жидкости глушения в ПЗП и ее проникновение в глубь пласта. Эффективность глушения скважин и предотвращение отрицательного влияния жидкости ФЕС пласта может быть достигнута созданием барьера притоку и фильтрации рабочей жидкости в ПЗП. Нами установлено, что в качестве блокирующего материала по созданию барьера проникновению рабочих жидкостей в глубь пласта необходимо использовать химические реагенты, которые обладают способностью создать прочный экран в ПЗП при сравнительно высоких перепадах давления на пласт. Причем, эти реагенты должны качественно закупоривать микроканалы пласта, а созданный барьер должен быть стойким и выдерживать большую нагрузку при работе в скважине, и легко удаляться при освоении скважины после ремонтных работ и небольших депрессиях на продуктивный горизонт [36, 41,47,51,54,58,59,63,82-84].
Основные требования к ведению работ при ремонте скважин ГКМ, вступивших в период падающей добычи, вытекают из причин, приводящих к снижению емкостных и фильтрационных свойств призабойной зоны продуктивного пласта. Проведение ремонтных работ в скважинах, находящихся в эксплуатации, требует их глушения. В результате контакта жидкостей глушения с продуктивными горизонтами происходит снижение их проницаемости. Среди причин снижения фильтрационных свойств продуктивных пластов в процессе их первичного и вторичного вскрытия, проведения ремонтных работ наиболее частыми являются [38, 39, 53, 62, 69]:
- поглощение рабочей жидкости продуктивным пластом;
- закупорка пор пласта проникающими частицами твердой фазы промывочной жидкости;
- блокирование призабойной зоны пласта фильтратом промывочной жидкости;
- набухание глинистого материала пласта в результате взаимодействия с фильтратом;
- образование нерастворимых осадков в призабойной зоне в результате контакта с пластовыми флюидами;
- изменение фазовой проницаемости для газа при вскрытии пласта растворами на нефтяной основе;
- выпадение нерастворимых карбонатов и сульфидов в норовых каналах при изменении температуры.
В зависимости от физико-химических свойств промывочной жидкости, продуктивного горизонта и насыщающих его флюидов, проницаемость может снижаться под действием всех этих факторов или только части из них.
Анализ промысловых данных по глушению газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях, находящихся на заключительной стадии разработки, показывает, что одной из основных причин снижения проницаемости продуктивных пластов является поглощение большого объема рабочей жидкости из-за низких пластовых давлений и наличия высокопроницаемых, сильно дренированных коллекторов [45, 60-63, 70, 71,83,84,90, 134, 161,162].
Применяемые пенообразующие жидкости для глушения скважин в условиях АНПД и требования к ним
При проведении различных операций в скважинах (при текущем и капитальном ремонте, вскрытии продуктивных пластов перфорацией и др.) возникает необходимость временной изоляции продуктивного пласта, путем глушения скважин. Как показала практика, эффективность блокирующих составов во многом определяется соответствием их физико-химических свойств конкретным горно-геологическим условиям его применения [6,33-35,39,82-84,87,95-99,116-124,146-175,198].
В условиях АНПД в газовых скважинах в качестве блокирующих агентов успешно применяются пенные системы. Однако в газоконденсатных скважинах, присутствие углеводородной фазы, являющейся пеногасителем, создает определенные проблемы применения пенных систем на водной основе. Кроме того, необходимо учитывать, что некоторые жидкости, закачиваемые в скважину в целях предупреждения гидратообразования, а также электролиты значительно снижают устойчивость пен.
В скважинах, продуктивный пласт которых, представлен породами, склонными к набуханию целесообразно применять блокирующие составы, не вызывающие набухание глинистых материалов.
В связи с этим нами изучены применяемые пенообразующие составы для временного блокирования ПЗП при глушении газовых и газоконденсатных скважин в различных горно-геологических и климатических условиях.
Требования, предъявляемые к технологическим жидкостям, обусловлены их назначением в соответствии с видом проводимых работ.
Как показал анализ отечественных и зарубежных источников в области разработки технологических жидкостей для временного блокирования продуктивного пласта, БЖ для этих целей можно разделить на две группы: жидкости на водной и углеводородной основе. В первую группу входят растворы минеральных солей, гелеобразующие жидкости, растворы с конденсированной твердой фазой, прямые эмульсии, пены [6,33,34,83,87,95-99, 116-124]. Вторая группа включает товарную или загущенную нефть, известково-битумные растворы и обратные эмульсии с содержанием водной фазы до 70 %.
На месторождениях с АНПД часто используют двух-и трехфазные пены [130-140]. В состав первых, как правило, входят вода, ПАВ и стабилизатор из группы водорастворимых полимеров, в состав вторых - дополнительно высокодисперсная твердая фаза. Блокирующий эффект при глушении пенными системами объясняется физико-химическими процессами, происходящими в призабойной зоне при проникновении пены в пласт; разрушением гидратных слоев на твердой поверхности и частичной ее гидрофобизацией в результате адсорбции ПАВ; прилипанием пузырьков пены к поверхности но-ровых каналов, вязкостными свойствами пен; увеличением межфазной поверхности при фильтрации пены через пористую среду и проявлением эффекта Жамена.
В процессе глушения газовых и газоконденсатных скважин пенными системами необходимо учитывать, что некоторые жидкости, закачиваемые в скважину в целях предупреждения гидратообразования, а также электролиты значительно снижают устойчивость пен. Кроме того, газовый конденсат, находящийся в скважинах на газоконденсатных месторождениях также является пеногасителем. Пенообразующие составы, устойчивые к действию газового конденсата, разработаны в ОАО «СевКавНИПИгаз» [1,9,66,151,182].
С большой эффективностью применяется на газовых и газоконденсатных скважинах в условиях АНПД, разработанный в СевКавНИПИгазе пено-образующий состав для глушения скважин на основе незамерзающей пено-образующей жидкости (НПОЖ) с торфощелочным наполнителем (ТЩН) [141-148]. Состав содержит хлористый кальций, лигносульфонат (ССБ, КССБ или СДБ), углеводородную фазу (газовый конденсат, дизтопливо или нефть) и наполнитель. Пена, приготовленная из НПОЖ с ТЩН устойчива к среде минерализованных вод и газового конденсата, работоспособна при отрицательных температурах, легко разрушается недефицитным пеногасителем. Блокирующий эффект наполнителя усиливается коллоидной фазой, которая образуется при взаимодействии высокомолекулярной фракции лигносульфо-натов с хлористым кальцием (высаливание лигносульфонатов). Образующиеся коллоидные комплексы, представляют собой пучок цепочек лигно-сульфонатных кислот, связанных между собой через сульфогруппы ионами кальция. Добавление в систему газоконденсата приводит к образованию гидрофильной эмульсии (дисперсионная среда - водный раствор), причем кол лоидные комплексы образуют адсорбционный слой эмульгатора с гелеобраз-ной структурой. При вспенивании системы образуется дисперсная система, состоящая из двух фаз: воздуха (за счет низкомолекулярной фракции лигно-сульфонатов, обладающей повышенной активностью и высоким воздуховов-лекающим эффектом) и газоконденсата. Макромолекулы низкомолекулярной фракции адсорбируются на поверхности раздела: водный раствор - воздух, ориентируясь гидрофобными концами в сторону воздушных пузырьков, а гидрофильными - в водный раствор. Они образуют прочную пленку, окружающую пузырьки воздуха и препятствующие истечению жидкости из пены (выполняют роль твердого эмульгатора). Хлористый кальций в составе, кроме вышеописанной функции, выполняет также функцию антифриза. На газовых месторождениях газа с пластовым давлением ниже гидростатического в качестве жидкости глушения могут быть использованы так же прямые эмульсии [146]. В состав прямой эмульсии, разработанной Всесоюзным научно-исследовательским институтом по креплению скважин и буровым растворам, входит лигнин, щелочь, КМЦ, нефтепродукт (нефть или дизтопливо). ПАВ, вода. Ускорение восстановления проницаемости обеспечивает добавка этилендиамина. Жидкость глушения готовят следующим образом: последовательно растворяют в щелочном растворе лигнин, КМЦ, нефтепродукт, ПАВ и, наконец, при интенсивном перемешивании вводят этилендиамин.
В скважинах с высокими пластовыми давлениями используют жидкости с повышенной плотностью. Это растворы солей, а также рассолы, содержащие кристаллы или кристаллосольваты этих же солей. В качестве регуляторов вязкости могут быть использованы полимеры. Изолирующие составы на основе солей чувствительны к загрязняющим материалам. При контакте с углекислым газом могут образоваться нерастворимые соли. Солевые растворы не обладают удерживающей способностью, что приводит к быстрой седиментации на забой твердых частиц при остановке циркуляции в процессе глушения скважин. Компоненты, присутствующие в ПЗП: вода, каустическая сода, кальцинированная сода, известь, буровой раствор, цементный шлам, а также различные ионы затрудняют поддержание химического состава и свойств изолирующей композиции. При использовании солевых растворов не исключена возможность проникновения в пласт больших объемов жидкой фазы раствора, что так же снижает проницаемость пласта.
В качестве жидкостей глушения могут быть использованы растворы, содержащие в своем составе твердую фазу, например глину или мел [149-156]. Составы, содержащие мел обладают невысокой вязкостью, повышенной стабильностью и эффективностью, при последующей солянокислотной обработке пласта. К кислоторастворимым наполнителям относятся гранулированные карбонаты кальция, магния, железа. Блокирующий эффект объясняется кольматацией поровых каналов частицами твердой фазы изолирующих составов. Однако, солянокислотная обработка пласта после применения жидкостей глушения, включающих соответствующие наполнители, имеет ряд недостатков, так как является неоднородной по объему и длительности контакта и может вызвать частичное разрушение матрицы пласта с высвобождением нерастворимых твердых частиц.
Среди жидкостей на водной основе выделяют группу растворов с конденсированной твердой фазой (гидрогелевые растворы). Тиксотропная структура этих растворов создается высокоактивной (коллоидной) дисперсной фазой, которая конденсируется непосредственно в жидкости. Например, обработка щелочью водного раствора хлорида магния сопровождается образованием нерастворимого основания - гидроксида магния, обладающего хорошо развитой активной поверхностью. Увеличение вязкости геля достигается введением каустической соды, асбестовой крошки или крахмального реагента. С целью снижения загрязнения продуктивного пласта предложено в гель вводить ПАВ с пеногасителем.
В последние годы широко иепользовались в качестве блокирующих жидкостей гелеобразующие композиции на месторождениях Северного Кавказа. В качестве жидкости глушения предложены гелеобразующие составы на основе метилцеллюлозы или на основе метилцеллюлозы с ускорителем процесса глушения - карбидом кальция. Метилцеллюлозу вводят в скважину в виде твердых стержней. На забое скважины стержни растворяются в пластовой воде и образуют гель, который глушит скважину, препятствуя поглощению жидкости пластом. Составы рекомендуют для скважин с пластовым давлением ниже гидростатического [157 - 169].
Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки в скважинах месторождениях Крайнего Севера с аномально низкими пластовыми давлениями специалистами и учеными - Дудовым А.Н., Ахметовым А.А. , Шариповым А.М. предложен состав блокирующей жидкости на основе сополимера стирола с малеиновым ангидридом, обработанного гидроксидом натрия. В качестве гелеобразователя используется уксусная кислота. Составы закачивают в скважину последовательно. Деблокирование проводят горячим раствором гидроксидов натрия или калия [170].
Исследования и разработка наполнителя растительного происхождения к блокирующим жидкостям
Травяную муку (ТМ) как наполнитель жидкости глушения готовят из растительных отходов зерновых хлебов или зернобобовых, или масличных, или прядильных культур, или смеси трав однолетних и многолетних растений, богатых протеином и клетчаткой. Для приготовления муки могут быть также использованы солома и мякина.
К зерновым культурам относятся пшеница, рожь, ячмень, овес, кукуруза, просо, сорго, рис, гречиха; к зерно-бобовым - горох, соя, люпин, фасоль, кормовые бобы, чина, нут, чечевица; к масличным - подсолнечник, рапс, арахис, кунжут; к прядильным - хлопок, лён, конопля; к однолетним растениям -донник, вика, сераделла, суданская трава; к многолетним - пырей, клевер, райграс, тимофеевка и др. [171].
Солома, в основном, представлена стеблями и листьями растений, оставшихся после обмолота зрелых семян. Мякина состоит из наружных покровов семян, частиц листьев, остевых частей, недозрелых семян, семенной кожуры.
Основной состав сырья для приготовления травяной муки (табл. 9) следующий, мас.%: протеин 4,4-16,9; жир 1,3-7,5; клетчатка 26,4- 42,9; безазотистые экстрактивные вещества (БЭВ) 36,2 8,7; зола 7,5- 16,5 [172].
В группу БЭВ входят моносахариды (глюкоза, фруктоза, галактоза, арабиноза, манноза, ксилоза), дисахариды (мальтоза, лактоза, сахароза), не-сахароподобные полисахариды (крахмал, пектины, гемицеллюлозы), растительные гумми и слизи, пигменты, смолы, таннины, органические кислоты и т.д.
Исходное сырьё для приготовления травяной муки из сельскохозяйственных культур или их отходов предварительно измельчается в сечку с размером частиц до 100 мм в агрегатах типа ИК-3, ИГК-30А, РСС-6 и др. Затем измельченная масса с размером частиц от 20 до 100 мм поступает в универсальные мельницы или дробилки типа АВМ, МДУ и др., где измельчается до степени помола с остатком на сите (размер ячейки 3 мм) не более 5 %.
Был приготовлен для его опробования в качестве дополнительного компонента к наполнителю ТМ из отходов масличных и зерновых культур. Добавка ЛГС к ТМ составляла 10, 20 и 30 % по сухому веществу. О том, как повлиял комбинированный наполнитель (ЛГС + ТМ) на устойчивость пеноэмульсии, видно из таблицы 12. Из данных таблицы 12 следует, что дополнительное введение к ТМ добавок наполнителя ЛГС несколько повышает кратность пеноэмульсии и незначительно снижает её устойчивость. Исходя из этого, можно сделать вывод, что применение ЛГС в качестве добавки к ТМ нецелесообразно.
Применение в качестве наполнителя только ЛГС в количестве 5 мас.% от объёма ПОЖ приводит к образованию устойчивой пеноэмульсии с кратностью 1,22 и нулевым водоотделением за 1 сут. Давление прорыва пенного экрана при блокировании этим составом равно 26 МПа, что ниже 32 МПа при блокировании пеноэмульсией с наполнителем ТМ в количестве тех же 5 мае. %. В то же время устойчивость пенной системы с ТМ соответствует 3840 с/см при том же способе помола сырьевых компонентов.
Более высокая устойчивость пеноэмульсии с ЛГС, чем с ТМ, обусловлена, в основном, её фракционным составом. Так например, содержание последних двух мелких фракций в ЛГС практически вдвое выше, чем в ТМ. При более высокой устойчивости системы с ЛГС её блокирующие свойства ниже, чем пеноэмульсии с ТМ из-за меньшего содержания в ЛГС частиц с большей длиной волокон ( 0,315 мм 50% в ЛГС и 75% в ТМ).
Таким образом, по совокупности полученных данных наиболее целесообразным является использование ТМ из отходов масличных и зерновых культур определенного фазового состава в качестве наполнителя в блокирующую жидкость.
При поисковых исследованиях по выбору наполнителя для приготовления жидкостей для временного блокирования продуктивных пластов оценивались такие свойства получаемых пеноэмульсий, как устойчивость 8 (с/см ), кратность пены К, блокирующая и коркообразующая способности, а также фильтрационные свойства.
Экспериментальные исследования основных свойств пенных систем показали, что получаемые пеноэмульсии с растительными наполнителями отличаются от применяемых пенных систем с торфяных наполнителем более высокой стабильностью. Наилучшие пенообразущие свойства и устойчивость имеют составы с травяной мукой из отходов подсолнечника, сои, хлопка, пшеничной и гречишной мякины. Более низкие показатели у пеноэмульсий с наполнителями из кукурузы и сорго. Это, вероятно, обусловлено меньшим, чем у других наполнителей, содержанием склонной к набуханию в жидких средах клетчатки, способной связывать воду (табл. 13).
Исследования закупоривающей способности проводились на модели пористой среды и установке для исследования основных свойств ПОЖ с наполнителем (рис. 1-4).
Методика проведения исследований заключается в том, что подготовленная модель пористой среды соединяется с разделительной емкостью, в которую загружается пена с наполнителем. Затем разделительная емкость соединяется с прессом высокого давления. Через разделительный поршень пена с наполнителем из разделительной емкости вытесняется в модель пористой среды. Разделительная емкость вновь заполняется пеной с наполнителем и соединяется с моделью пористой среды. Создается давление до получения фильтрата, и в таком состоянии модель оставляется на сутки. Давление в это время поддерживается постоянным: несколько меньше давления фильтрации. По истечении суток определяется давление начала сдвига пены Рсдв и давление обратной промывки Робр. В процессе эксперимента определяются также следующие показатели: давление начала течения Рн; давление фильтрации Рф и глубина проникновения наполнителя. Стендовые испытания закупоривающей способности пеноэмульсий с растительными наполнителями показали, что эти составы выдерживают в 1,6-3 раза больший перепад давления, чем аналогичные пеноэмульсии с наполнителями «Целлотон» (табл. 14).
Проведенными стендовыми испытаниями установлено, что пеноэмульсии с такими наполнителями, как подсолнечник, соя, гречиха, хлопок и пшеничная мякина обладают более высокими закупоривающими свойствами, чем пеноэмульсии с наполнителями из кукурузы и сорго. Это обусловлено меньшим содержанием клетчатки в сорго и кукурузе по сравнению с её количеством в вышеперечисленных растительных наполнителях. При набухании в жидких средах объём частиц травяной муки, содержащей достаточное количество клетчатки, увеличивается в 5-8 раз, что позволяет получить систему не только с необходимыми закупоривающими свойствами, но и с пониженной фильтрацией. В совокупности технологические свойства пеноэмульсий как блокирующих жидкостей значительно улучшаются.
Поскольку пеноэмульсии с наполнителями из неизмельченных травяных гранул (комбикорма), кукурузы и сорго имеют недостаточную закупоривающую способность (Родв), а также высокие фильтрационные свойства, они не могут быть использованы в качестве наполнителей жидкостей для блокирования пластов.
Результаты ОПИ при глушении скважин с временным блокированием продуктивных пластов с использованием пенообразующих составов
Опытно-промышленные испытания технологии временного блокирования продуктивных пластов в процессе ремонтных работ проведены на скважинах Крайнего Севера и Западной Сибири.
Проведенный анализ существующих способов временного блокирования продуктивных пластов при РВР в условиях АНПД показал, что на месторождениях Западной Сибири до последнего времени блокирование продуктивных пластов при капитальном ремонте проводилось с помощью глинистого раствора и водного раствора хлорида кальция. При этом дебиты сеноманских газовых скважин снижались в среднем на 20%.
Из-за сильных поглощений в условиях высокопроницаемых продуктивных пластов в 30% скважин проводились повторные работы. Объемы жидкостей блокирования в 2-3 раза превышали объемы скважин, а из-за их глубокого проникновения в пласт и образования прочного барьера из глинистых частиц на пути движения газа к забою сроки освоения скважин значительно увеличивались. Резко возросло время выхода на доремонтный режим, которое составляет в среднем 207 суток для газовых скважин сеномана [202].
Для предотвращения кольматации призабойной зоны на месторождениях Западной Сибири широко используется технология временного блокирования продуктивных пластов инвертными меловыми дисперсиями (ИМД).
После проведения ремонтных работ освоение скважин осуществляется переводом их на газоконденсат и разрушением остатков ИМД (ее твердой фазы - мела) растворами минеральных кислот в органических растворителях, что усложняет технологию проведения работ.
Одной из основных причин потери продуктивности скважин является необоснованный подход к применению технологических жидкостей для вскрытия продуктивных пластов, обработки призабойной зоны, глушения и консервации скважин. Использование технологических жидкостей без учета их физико-химической характеристики и геолого-физических особенностей коллекторов приводит к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств последних, резкому снижению производительности скважин [202].
На примере скважин Вынгапуровского месторождения рассмотрим влияние жидкостей, обычно применяемых для глушения скважин в процессе ремонтных работ и разработанные нами ПОСН, на коллекторские свойства продуктивных пластов и производительность скважин.
Вынгапуровское месторождение находится в пределах центральной зоны поднятий Западно-Сибирской платформы и приурочено к брахиантикли-нали, вытянутой в субмеридиональном направлении. Промышленная газоносность установлена в отложениях сеноманского яруса верхнего мела. Продуктивный пласт залегает на глубине 987 - 1076 м, перекрыт регионально выдержанной толщей глинистых пород турона и более молодых отложений.
Продуктивные отложения представлены толщей песчано-алевролитовых и глинистых пород, характеризующихся резкой невыдержанностью по площади и разрезу. Песчаники и алевролиты разнозернистые, слабосцементиро-ванные.
Содержание коллекторов в среднем по залежи составляет 70 %. Открытая пористость пород-коллекторов изменяется от 20 до 29 % в заглинизиро-ванных песчаниках и алевролитах, в слабосцементированных песчаниках -до 34 %. Проницаемость пород находится в пределах (3 - 356) 10 15м2.
Газовая залежь пластово-массивная, водоплавающая. Начальный газоводяной контакт (ГВК) имеет среднюю абсолютную отметку - 945 м.
Пластовое давление с начала разработки Вынгапуровского месторождения понизилось от первоначального (10,3 МПа) и составляло 3,1 МПа.
Падение пластового давления в водоносной части залежи (как в прикон-турной, так и центральной зоне) отмечено практически с начала разработки месторождения.
Динамикой падения пластового давления (зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора газа) установлено, что режим работы залежи после отбора 35 млрд, м газа соответствует упруговодонапор-ному. Подтверждением наличия упруговодонапорного режима работы является:
- падение пластового давления в водоносной части пласта;
- подъем ГВК в наблюдательных и бурящихся скважинах;
- поступление пластовой воды в эксплуатационные скважины.
Сведения о подъеме ГВК за последние четыре года разработки получены геофизическими методами исследований по 45 скважинам.
Таким образом, ежегодно требуется проведение ремонтных работ по 37 эксплуатационным скважинам, что составляет 31% эксплуатационного фонда скважин.
После проведения РИР по традиционно используемой технологии продуктивность скважин уменьшалась на 30-60 %.
В качестве жидкости глушения использовался вязкий (гусл » 300 с) глинистый раствор с опилками или без них, а также инвертно-меловая дисперсия (ИМД) [202]. В таблице приведены результаты снижения дебитов после РИР с применением указанных технологических жидкостей для глушения скважин. При этом снижение проницаемости призабойной зоны можно объяснить как поглощением жидкостей глушения, так и частичной задавкой цементного раствора в пласт (отсечением части пласта), что свидетельствует о низкой блокирующей способности этих жидкостей. К их недостаткам следует отнести также неустойчивость к воздействию отрицательных температур, ограничивающую возможность применения в зимний период. при использовании в качестве блокирующих жидкостей при глушении скважин разработанные нами составов ПОСН снижения дебитов скважин Вынгапуровского месторождения после проведения ремонтных работ практически не наблюдалось (табл. 21). Сроки освоения скважин и выхода на до-ремонтный режим эксплуатации сокращались в среднем до 30 суток, в то время как при глушении глинистым раствором - около 207 суток [202].
Снижение продуктивности скважин при глушении их глинистым раствором или ИМД обусловлено частичной кольматацией норового пространства пласта твердой фазой применяемых растворов, в то время как при использовании ПОСН, работающей по принципу "обратного клапана" (выдерживает высокие репрессии на пласт и легко удаляется из него при низких депрессиях), изменения проницаемости пласта практически не происходит. Высокие блокирующие свойства пенообразующего состава с реагентом-наполнителем на основе торфа или ТМ (ПОСН) реализуются благодаря образованию в порах и каналах пласта сетчатой структуры из волокон и отдельных частиц торфа, ячейки которой заполнены пеной. Частицы торфа, обладающие достаточной прочностью и эластичностью, удерживаются на поверхности породы за счет их волокнистого строения и способности цепляться за шероховатости и выступы породы. Этим объясняется свойство ПОСН не проникать в пласт на большую глубину даже при условии его высокой проницаемости. Кроме того, это в значительной степени облегчает удаление состава из пласта при деблокировании в процессе завершения ремонтных работ и является одним из основных условий восстановления его фильтрационно-емкостных свойств.
Таким образом, применение ПОСН в качестве жидкости для временного блокирования продуктивных пластов при проведении ремонтных работ в скважинах с АНПД и высокодренированными коллекторами позволяет:
- временно изолировать продуктивный горизонт от ствола скважины;
- обеспечить необходимое противодавление на пласт;
- предотвратить проникновение рабочих жидкостей в продуктивный пласт во время проведения ремонтных работ;
- сохранить естественную проницаемость продуктивного горизонта.
При капитальном ремонте скв. №147 Медвежьего газоконденсатного месторождения, целью которого были работы по изоляции притока пластовых вод путём установки цементного моста и промывки песчано-глинистых пробок использована разработанная технология временного блокирования продуктивных пластов. Технология предусматривала применение БЖ плот-ностью 1008 кг/м и условной вязкостью 40 с следующего состава мас.% от объёма ПОСН
