Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор технологий и реагентов для глушения скважин с контролем поглощения 8
1.1. Обзор патентной литературы по глушению скважин с контролем поглощения 8
1.2. Обзор отечественной литературы по глушению скважин с контролем поглощения 32
1.3. Обзор зарубежной литературы по глушению скважин с контролем поглощения 37
Выводы 62
2. Глушение скважин в условиях интенсификации разработки месторождений нефти и газа 63
2.1. Анализ рисков, связанных с глушением скважин в условиях интенсификации разработки месторождений. Обоснование технологий глушения скважин с контролем поглощения в условиях аномально высоких пластовых давлений 63
2.2. Тестирование и разработка реагентов для глушения скважин с контролем поглощения для термобарических условий месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз» 67
2.3. Анализ результатов промысловых испытаний стабилизированных суспензий микпркальцита для глушения однопластовых скважин Приразломного месторождения 83
Выводы 84
3. Разработка технологий глушения скважин с контролем поглощения со сниженным расходом солей кальция 86
3.1. Разработка блокирующих составов с пониженным содержанием солей кальция для глушения скважин с контролем поглощения 86
3.2. Разработка безкальциевых суспензионных составов для глушения скважин с контролем поглощения 92
3.3. Анализ результатов промысловых испытаний стабилизированных суспензий галита (БСГ-галит) для глушения скважин с контролем поглощения 94
Выводы 98
4. Технологическая и экономическая оценка технологий глушения скважин с контролем поглощения 100
4.1. Оценка потенциала применения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз» 100
4.2. Оценка технологического эффекта внедрения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» 102
4.3. Оценка экономического эффекта внедрения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» 106
Выводы 109
Основные результаты и выводы 111
Список использованных источников 112
Приложения 126
1. Справка о технологической и экономической эффективности применения блокирующих составов глушения скважин(БСГ).
2. Методические указания по приготовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с галитом»
3. Методические указания по приготовлению и применению загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом для глушения скважин с ГРП с контролем поглощения»
- Анализ рисков, связанных с глушением скважин в условиях интенсификации разработки месторождений. Обоснование технологий глушения скважин с контролем поглощения в условиях аномально высоких пластовых давлений
- Тестирование и разработка реагентов для глушения скважин с контролем поглощения для термобарических условий месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз»
- Разработка блокирующих составов с пониженным содержанием солей кальция для глушения скважин с контролем поглощения
- Оценка технологического эффекта внедрения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Введение к работе
Актуальность темы. Интенсификация разработки месторождений нефти и газа сопряжена с возрастающим числом ремонтов скважин, применением ремонтно-технологических жидкостей с высокой плотностью. В настоящее время востребованы жидкости глушения с плотностью 1300 кг/м3 и выше, расход которых имеет устойчивую тенденцию к росту. Появился фонд скважин, требующий для ремонта жидкости с плотностью до 1900 кг/м3.
В частности, на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганск-нефтегаз», при действующем фонде 11 450 скв., в 2009 г. было проведено 5599 подземных ремонтов скважин (ПРС). При этом порядка 2000 ПРС было проведено с использованием ремонтно-технологических жидкостей с повышенной плотностью (выше 1,18 г/см3) на основе солей кальция. Результаты контроля поглощения жидкостей глушения показывают, что их расход на один ПРС может быть существенно сокращён, что позволит существенно снизить затраты на проведение ремонтных работ.
Актуальность диссертационной работы обусловлена направленностью на решение вопросов совершенствования технологий глушения скважин месторождений нефти с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.
Цель работы. Разработка реагентов и совершенствование технологий глушения скважин месторождений с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.
В рамках поставленной цели решались следующие задачи:
анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта технологий глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения пластом;
разработка технологий глушения скважин со снижением поглощения жидкостей глушения в жёстких термобарических условиях эксплуатации месторождений, в частности, ООО «РН-Юганскнефтегаз»;
- разработка методических документов по применению реагентов и тех
нологий глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей
глушения пластом:
- анализ применения разработанных реагентов и технологий глушения
скважин.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов проводилась с использованием современных математических методов, вычислительной техники.
Научная новизна
-
Подобран комплекс водорастворимых полимеров на основе ксантана (КС) - 9 - 12 кг/м3 и полианионной целлюлозы (ПАЦ) - 3 - 4 кг/м3 , позволяющий стабилизировать в жидкостях глушения суспензии микрокшіьцита и твёрдого галита, содержащие соли натрия и кальция с плотностью 1180 - 1500 kt/mj.
-
Установлено, что лучшую седиментационную стабильность (100 ч.) жидкостей глушения при повышенной температуре (95 С) обеспечивают растворы КС и смеси полимеров КС+ПАЦ, КС+крахмал. Суспензия микрокальцита в растворе КС+ПАЦ наиболее устойчива к термосолевой агрессии - выпадения осадка в интервале 20 - 95 С не наблюдается в течение 10 сут.
Практическая ценность
-
Разработаны реагенты и технология глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения з жёстких термобарических условиях эксплуатации скважин. При их внедрении на 324 скв. месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2009 г. удельный объём поглощения жидкостей глушения снижен с 65,2 до 7,4 м3, что позволило уменьшить их расход на 18 700 м7год, дополнительно добыть около 10 тыс. т нефти и достичь экономического эффекта 98,3 млн.р. Успешность технологии составила 93,8 %.
-
Разработанная технология приготовления ремонтно-технологических жидкостей положена в основу разработанных «Методических указаний по при-
5 готовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с га-литом» и «Методических указаний по приготовлению и применению загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом для глушения скважин с ГРТТ с контролем поглощения».
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудно извлекаемыми запасами», г. Небуг, 2009 г., на V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ, 2010 г. и «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа», Томск, 2010 г.
Публикации. По результатам исследований опубликовано 7 печатных работ, в том числе 2 работы в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.
Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и списка использованных источников из 96 наименований. Изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 28 рисунков, 36 таблиц и 3 приложения объемом 39 с.
Анализ рисков, связанных с глушением скважин в условиях интенсификации разработки месторождений. Обоснование технологий глушения скважин с контролем поглощения в условиях аномально высоких пластовых давлений
Как отмечалось выше, применение интенсивных схем и повышение темпов разработки месторождений нефти и газа требуют применения ремонтно-технологических жидкостей высокой плотности /17,71,72 /. В настоящее время одним из направлений интенсификации разработки нефтяных месторождений является заводнение с повышением давлением на линии нагнетания выше начального пластового давления. Широко востребованы растворы бурения и жидкости глушения с плотностью 1300 кг/м и выше, расход которых имеет устойчивую тенденцию к росту. Появился фонд скважин, требующий для ремонта жидкости с плотностью до 1900 кг/м (таблица 2.1).
Следствием этого является возникновение новых и обострение стандартных осложнений в нефтедобыче, в частности, при подземном ремонте скважин, одновременно эксплуатирующих два и более объекта с высокопроницаемыми трещинами ГРП - поглощение жидкостей глушения и их повышенный расход. Причиной этого является то, что перепад давлений (АР) в призабойных зонах эксплуатируемых скважин не совпадает с разницей гидростатических давлений, развиваемых столбом технологической жидкости (pxgxAh) между объектами, находящимися друг от друга на расстоянии Ah по вертикали:
АР ф pxgxAh. Это приводит к невозможности уравновесить давление в призабойных зонах скважин жидкостями глушения одной плотности. Негативным последствием этого является поглощение жидкостей глушения и нефтегазопроявле-ния на устье скважин, облегчающие столб жидкости и требующие постоянного сверхнормативного долива жидкостей глушения.
Другим осложнением при глушении скважин в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД) является снижение продуктивности добывающих скважин. Фильтрационные исследования на кернах Приобского месторождения показали, что проникновение жидкости глушения в поровый коллектор приводит к значительному снижению проницаемости зоны, следствием чего является снижение продуктивности и увеличение срока вывода скважин на режим (ВНР). Снижение продуктивности наиболее значимо при работе с высокоплотными растворами (рисунок 2.1).
Другим осложнением, возникающем при глушении скважин в условиях АВПД является кратное увеличение стоимости ремонтно-технологических жидкостей с увеличением их плотности (рисунок 2.2).
Анализ цен растворов глушения в широком диапазоне плотности (от во-ды до насыщенных растворов солей кальция плотностью 1800 кг/м ) показывает, что цена жидкостей глушения с плотностью выше 1350 кг/м существенно возрастет. В условиях АВПД стоимость растворов глушения кратно превышает стоимость услуг бригад ПРС, при этом затраты на растворы глушения достигают 5 млн.р./скв.
Осложнением при глушении скважин тяжёлыми растворами на основе солей кальция (хлористый кальций и кальций азотнокислый) является и повышенная коррозионная агрессивность их разбавленных растворов при нормальных и повышенных пластовых температурах (рисунок 2.3). Эксперименты показывают, что исходные (концентрированные) формы жидкостей глушения содержат достаточное количество ингибиторов и не относятся к коррозионно-агрессивным жидкостям (скорость коррозии меньше 0,1 мм/год). Однако, разбавление жидкостей глушения подтоварной или пластовой водой в продуктивной зоне скважины приводит к увеличению их коррозионной агрессивности в 3-9 раз и возникновению риска коррозионного поражения перфорированной зоны скважин.
Осложнением при глушении скважин растворами повышенной плотности является и отложение солей, возникающее при работе с высокоплотными растворами глушения, обусловленное содержанием большого количества ионов кальция / 15 /. При использовании жидкостей глушения с повышенным содержанием ионов кальция, в системах сбора, подготовки и поддержания пластового давления, возникает избыток кальцита, что приводит к его выпадению в призабойных зонах скважин, на поверхности труб, аппаратов, рабочих органах насосного оборудования. Степень риска выпадения кальцита связана с содержанием ионов кальция в товарной форме тяжёлых жидкостей глушения (таблица 2.2).
Следует отметить, что имеющийся в настоящее время потенциал технологий глушения скважин с контролем их поглощения, позволяет исключить либо значительно снизить риски и осложнения, описанные выше.
В настоящей работе исходные данные и условия для разработки технологии глушения скважин с контролем поглощения определялись геолого-технологическими условиями приоритетных месторождений разрабатываемых ООО «РН-Юганскнефтегаз» (таблица 2.3) с поправкой на АВПД.
Тестирование и разработка реагентов для глушения скважин с контролем поглощения для термобарических условий месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Технологические жидкости с контролем поглощения в термобарических условиях пласта должны одновременно иметь невысокие вязкоупругие свойства для обеспечения возможности прокачки через технологические трубы (ЬЖТ, колтюбинг и др.), в том числе при низких температурах окружающей среды, а также достаточно высокие вязкоупругие свойства, обеспечивающие контроль поглощения за счёт повышенной вязкости и высокой седиментационной устойчивости суспензии твёрдых частиц (при использовании шунтирующих частиц) на период подземного ремонта скважин, в том числе в условиях высоких пластовых температур (в частности, до 98 С для месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз») и диапазона пластового давления в 1,5 раза превышающего гидростатическое, для которых необходима плотность солевых растворов глушения до 1500 кг/м .
Кроме того, они не должны снижать эффективную вязкость при повышении температуры до 95 С (температуры большинства месторождений Западной Сибири), загущать солевые растворы в широком диапазоне плотности - от пресной воды до концентрированных растворов солей кальция (плотность до 1500 кг/м ), обеспечивать седиментационную стабильность суспензий шунтирующих частиц в термобарических условиях продуктивного пласта на срок не меньший продолжительности подземного ремонта скважин (не менее 10 сут.).
Поставленная задача решается тем, что разработанная технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта, содержит суспензию шунтирующих частиц, стабилизированную водорастворимыми полимерами при оптимальном соотношении компонентов (в 1 м ): ксантан 9-12 кг/м , полианионная целлюлоза 3-4 кг/м", вода или водно-солевой раствор - остальное. Основой является неорганическая соль в количестве, обеспечивающем плотность, достаточную для уравновешивания пластового давления, в частности, хлористый натрий (галит) - до 26 мас.% (соответствует плотности до 1190 кг/м"), хлористый кальций - до 37 мас.% (соот-ветствует плотности до 1350 кг/м ), кальций азотнокислый в количестве до 74 мас.% (соответствует плотности до 1500 кг/м3).
Полианионная целлюлоза представляет собой порошкообразное вещество (таблица 2.4), отличающееся от карбоксиметилцеллюлозы повышенной термостойкостью. Применяется для регулирования вязкости и фильтрации безглинистых растворов и растворов с низким содержанием твёрдой фазы, обеспечения стабилизации стенок скважины при бурении в глинистых сланцах.
Продукт экологически безвреден, подвергается биологическому разложению без образования вредных веществ.
Стабилизация суспензий шунтирующих частиц осуществляется на основе лабораторных исследований свойств как индивидуальных водорастворимых полимеров (таблица 2.5), так и их смесей в пресной воде и растворах кальциевых солей.
Испытания промышленно выпускаемых полимеров, приведённые в таблице 2.5, включали в себя следующие тесты.
1. Способность растворяться и загущать воду и растворы кальциевых солей с плотностью до 1500 кг/м3 (таблица 2.6).
2. Определение эффективной вязкости растворов при нормальной (20 С) и повышенной (95 С) температурах (таблицы 2.7 и 2.8) и её соотношение при этих температурах (рисунки 2.4 и 2.5) для различных сочетаний полимеров в растворах кальциевых солей.
3. Определение седиментационной устойчивости суспензий кальцита (марки МК-160) при нормальной и повышенной температуре в различных растворах полимеров (рисунки 2.6 и 2.7).
Тест на растворимость в пресной воде, а также растворах кальция азотнокислого (концентрация 12-75 %, плотность до 1500 кг/м ) и хлорида кальция (плотность до 1350 кг/м ) позволил из известных водорастворимых полимеров и их смесей выбрать соединения, пригодные для загущения солевых растворов в широком диапазоне содержания солей кальция - от 12 до 75 % (таблицы 2.7, 2.8). Растворимость полимеров и их смесей оценивалась по изменению вязкости исходных растворов, на основании чего были отобраны для второго теста ксантан (КС), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), гидрокси-этилцеллюлоза (ГЭЦ) и полианионная целлюлоза (ПАЦ).
При проведении второго теста исследовались реологические кривые течения растворов полимеров и их смесей в растворе хлористого кальция (концентрация 33 %, плотность 1320 кг/м , таблица 2.7) и азотнокислого кальция (концентрация 75 %, плотность 1500 кг/м3, таблица 2.8) при дозировке полимеров 20 г/дм3 (20 г/л) и температурах 20 и 95 С.
На рисунках 2.8 и 2.9 приведены рассчитанные кратности снижения эффективной вязкости растворов полимеров при повышении температуры от 20 до 95 С (при скорости сдвига 1 с"1).
Для выбора оптимального состава полимеров для разработки технологической скважинной жидкости, обеспечивающей контроль поглощения, был проведён тест на стабильность суспензий твёрдых частиц (использовался микрокальцит марки МК-160) в растворах полимеров (тест 3) при нормальной (20 С) и повышенной температуре (95 С). Следует отметить, что суспензии шунтирующих частиц, как правило, представляющие собой микрокальцит, используют для создания фильтрационной корки и временного снижения проницаемости зон поглощения. Поэтому стабильность суспензий в технологической скважинной жидкости, обеспечивающей контроль поглощения при нормальной и повышенной температурах, является одним из необходимых условий её эффективности и низкой повреждающей способности призабойной зоны скважины.
На рисунке 2.12 приведена скорость седиментации частиц микрокальцита фракции МК-160 в растворах полимеров в смеси с хлористым кальцием (плотность 1320 кг/м ) при 20 С.
Тесты показали, что лучшую седиментационную стабильность суспензий при повышенной температуре (95 С) обеспечивают растворы КС и смеси полимеров КС+ПАЦ и КС+КР. Однако, из растворов КС через 24 ч начинает отделяться водный раствор соли, что нежелательно, а для некоторых коллекторов и недопустимо.
Суспензия микрокальцита в растворе смеси КС+КР стабильна при температуре 95 С в течение 6 сут., после чего начинается более интенсивное выпадение твёрдой фазы, возможно вследствие термосолевого разрушения крахмала. Суспензия микрокальцита в растворе смеси КС+ПАЦ оказалась наиболее устойчивой к термосолевой агрессии. Выпадения твердой фазы не зафиксировано в течение 10 сут. не при 20, не при 95 С.
Результаты тестов позволили создать полимерную систему - раствор смеси ксантана и полианионной целлюлозы в растворах кальциевых солей, удовлетворяющую всем требованиям для обеспечения контроля поглощения в высокотемпературных (до 95 С) скважинах с высоким пластовым давлением (плотность растворов до 1500 кг/м , т.е. для пластового давления до 1,5 раз превышающего гидростатическое.
Таким образом, раствор смеси полимеров ксантана и полианионной целлюлозы обладает рядом необходимых свойств, а именно:
- удовлетворительной растворимостью в пресной воде и водно-солевых растворах кальциевых солей (с содержанием солей до 75 %, плотность до 1500 кг/м3);
- невысокой кратностью снижения эффективной вязкости при повышении температуры от 20 до 95 С;
- высокой стабилизирующей способностью по отношению к суспензии шунтирующих твёрдых частиц при нормальной и повышенной (95 С) температуре, которыми не обладает каждое из этих полимерных соединений в отдельности.
Верхняя граница содержания ксантана и полианионной целлюлозы в разработанной технологической скважинной жидкости с контролируемым поглощением ограничена 20 кг/м вследствие значительного повышения эффективной вязкости растворов (при 20 С) с дальнейшим ростом концентрации полимеров, что создает повышенные гидродинамические сопротивления при перекачке. Значительное повышение эффективной вязкости может привести к превышению давления опрессовки обсадной колонны скважины при закачке жидкости и её повреждению.
Нижняя граница содержания ксантана и полианионной целлюлозы в разработанной технологической скважинной жидкости ограничена 3 кг/м" по причине значительного снижения эффективной вязкости растворов при 95 С при дальнейшем снижении содержания полимеров, что создает благоприятные условия для поглощения жидкости в скважинах и потере её технологической эффективности (таблица 2.9 и рисунок 2.13).
Для исследования свойств раствора смеси КС и ПАЦ измерялись их реологические свойства при нормальной и повышенной температуре. Установлено, что лучшим соотношением реологических свойств при нормальной (20 С) и повышенной (95 С) температурах обладает состав, состоящий из 15 кг/м3 КС и 5 кг/м3 ПАЦ.
Разработка блокирующих составов с пониженным содержанием солей кальция для глушения скважин с контролем поглощения
Глушение скважин месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз» в условиях АВПД, чаще всего осуществляется при пластовых температурах порядка 98 С и пластовых давлениях, требующих для глушения скважин плотности жидкости глушения до 1480 кг/м3. Поэтому для тестирования новых суспензионных составов, не содержащих кальцит, были использованы растворы «Триасалт-СТ - хлорид кальция» (плотность от 1355 до 1480 кг/м) и раствор хлористого кальция (плотность от 1190 до 1350 кг/м3) при температурах 98 С, что соответствует наиболее жёстким термобарическим условиям глушения скважин.
Для модификации свойств уже известных блокирующих составов глушения с фракционированным микрокальцитом были выбраны следующие направления:
- снижение расхода кальцита (вплоть до полного отказа от него);
- снижение риска кольматации ПЗС в случае необходимости продавки блокирующего состава в пласт (глушение в «лоб» без лифта и т.п.).
Оценка потенциала снижения расхода микрокальцита показала, что модификация БСГ (отказ от микрокальцита) позволит снизить расход (а значит предотвратить попадание в систему сбора) не менее чем 156 т/год кальцита: m = 300 скв/годх6,5 м /скв.х80 кг/м = 156 т/год.
Значительный потенциал в снижении риска кольматации кальцитом ПЗС при продавке блокирующего состава глушения в пласт заключается в замене микрокальцита на водорастворимый и доступный (дешёвый) кольматант с подходящим фракционным составом. Этим требованиям соответствует онцентрат галит вываренный, выпускаемый рядом крупных соледобывающих компаний (например, комбинатом Усолья-Сибирское).
Фракционный состав галита вывареннго, определённый методом рассева на ситах, приведён в таблице 3.1.
График дифференциального распределения частиц по размерам вываренной соли имеет колоколообразную форму и принципиально отличается от кривой распределения молотой соли. Кривая распределения показывает, что максимальный размер кристаллов вываренной соли достигает 630 мкм, основная доля кристаллов (74 %) имеет размер менее 500 мкм. Такой фракционный состав, даже с учётом растворения части материала, позволяет создавать фильтрационные экраны на любом из применяемых в ООО «РН-Юганскнефтегаз» типов проппантов при проведении операций ГРП (максимальный диаметр пор 370 мкм).
Глушение скважин в условиях АВПД может сопровождаться раскрытием трещин ГРП, что приводит к поглощению раствора глушения, даже при наличии блокирующих составов. Поэтому вполне обоснованно проведение испытаний нового кольматанта с размером зёрен (кристаллов), несколько превышающих размер просветности проппанта (больше 400 мкм), не прибегая к специальному фракционированию галита, а используя товарный продукт.
Было исследовано влияние фракционного состава твёрдой фазы на реологические свойства суспензий. Установлено, что при равных условиях (раствор галита плотностью 1180 кг/м , содержание ксантана 10 кг/м , содержание твёрдой фазы галита 100 кг/м ) эффективная вязкость суспензий остаётся практически постоянной, а предельное напряжение сдвига возрастает с увеличением размера кристаллов галита (рисунок 3.2).
Исходя из полученной зависимости можно обоснованно рекомендовать мелкие фракции галита (например, соль вываренную) для приготовления суспензий блокирующих составов глушения (БСГ).
Для загущения и стабилизации суспензий были выбраны известные технические решения, использованные для создания БСГ с микрокальцитом.
Однако, в связи с тем, что свойства галита как кольматанта отличаются от свойств микрокальцита, потребовались исследования по определению содержания загустителей для обеспечения устойчивости к седиментации и изменения вязкости суспензий во времени.
Суспензия галита в растворе хлористого кальция и Триасалта-СТ Смеси хлорида кальция и Триасалта-СТ применяются для генерации тяжёлых растворов в условиях АВПД. Плотности растворов находятся в.пре-делах от 1360 до 1480 кг/м . Применение смеси в суспензиях с концентрацией галита до 500 кг/м3 позволяет получить составы глушения с плотностью до 1600 кг/м3.
Были приготовлены суспензии галита на базе бинарного раствора «хлористый кальций - Триасалт-СТ» с плотностью 1447 кг/м . Плотность полученных высоковязких суспензионных растворов определялась путём взвешивания известного термостатированного при 20 С объёма раствора. Для измерений использовался пикнометр с заранее определённым водным числом (таблица 3.2).
Суспензии растворов загружались в мерные цилиндры и помещались в термостат с температурой 90 С. Длительный нагрев позволил определить устойчивость суспензий к расслоению и оседанию галита, а также устойчивость полимеров к высокотемпературному воздействию высокоминерализованных солевых растворов. Процесс расслоения и оседания суспензии при нагреве оценивались по изменению плотности верхних слоев суспензий. Результаты изменения плотности, суспензий; В! процессе высокотемпературной выдержки приведены,в таблице 3.3.
Результаты теста показали, что суспензии галита уменьшают плотность после 9 сут. термостатирования, в среднем на 4 % по причине растворения галита и выделения- растворённого в воде воздуха. В скважинных условиях при забойном давлении более 300 атм: изменение плотности из-за выделения пузырьков растворённого воздуха будет в -300 раз меньше, т.е. незначимым.
На фотографиях (рисунок 3:3) представлен вид полученных суспензий после их 7 сут. выдержки при температуре 90 С. Следует подчеркнуть, что вовлечение воздуха в процессе приготовления суспензий является практически неизбежным. Его удаление из полученных суспензий затруднительно по причине повышенной вязкости. Это накладывает определенные ограничения на скорость и способ перемешивания при приготовлении суспензий галита. Получение однородной по структуре и свойствам суспензии обеспечивается; соблюдением расходных норм загустителей, полнотой и равномерностью их растворения.
Для снижения времени приготовления галитных суспензий на основе раствора хлорида кальция необходимо подкисление раствора до рН = 3-4. Это вызвано особенностью растворения используемых загустителей в растворе хлорида кальция. При величине рН раствора 5-6 расходные нормы полимеров (9-12 кг/м ) не позволяют быстро развить необходимую вязкость для удержания частиц галита. Загущенный раствор хлорида кальция с полимерами при добавлении 2-3 литров 15 % соляной кислоты на 1 м раствора быстро загущается. В остальном, технология приготовления загущенных суспензионных жидкостей с галитом не отличалась от технологии приготовления ранее рассмотренного состава.
Оценка технологического эффекта внедрения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Интенсивные схемы разработки месторождений Западной Сибири сопровождаются использованием при бурении и подземном ремонте скважин растворов солей кальция, имеющих высокую плотность и низкую температуру замерзания. Их широкомасштабное использование приводит к значительному изменению ионного состава попутно-добываемых вод и их насыщенности солеотлагающими ионами.
Для большинства месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» начальная концентрация ионов кальция в попутно-добываемых водах составляет 15 - 20 мг/л, что с учётом объёма их добычи, в частности за 2008 г., соответствует 3764 т.
В то же время, объём потребления ремонтно-технологических жидко-стей на основе солей кальция с плотностью 1,19 - 1,48 г/см весьма неоднороден и составляет, в частности, за 2008 г., по месторождениям, эксплуатируемым ООО «РН-Юганскнефтегаз», порядка 106 тыс.т, или 32 874 т в пересчёте на ионы кальция.
Таким образом, растворы глушения и, ремонтно-технологические жидкости являются источником1 около 90 % всех ионов кальция, циркулирующих с водой в цепочке «добыча - подготовка - ГШД». Объём потребления солей кальция на месторождениях напрямую влияет на темп насыщения попутно-добываеых вод ионами кальция.
Для регулирования и, снижения, темпов насыщения попутно-добываемых вод ионами кальция реализован ряд технических решений, в том числе технологии и материалы глушения.
1. Глушение скважин с контролем поглощения. Объём операций глушения с контролем поглощения за 2009 г. на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» составил ЗЗОскв.-опер. Потенциал технологии для снижения потребления растворов солей кальция при глушении составляет (80-7,9)-330 = 23 793 м /год. С учётом отгрузки растворов с растворных узлов (РУС) это соответствует 13 684 т/год солей кальция или 4258 т/год в пересчёте на ионы кальция, что составляет порядка 13,3 % от суммарного сброса ионов кальция.
1. Использование комбинированных растворов глушения. В диапазоне плотности 1,19 - 1,22 г/см3 установлена область гомогенности смеси растворов галита и хлористого кальция. Это позволило без технического перевооружения РУС и финансовых затрат разработать технологию приготовления комбинированных растворов и отгружать растворы в указанном выше диапазоне плотности в среднем на 1565 руб./м дешевле, чем по ранее применяемой технологии. При этом комбинированные растворы содержат в 3,5 -9,1 раз меньше ионов кальция по сравнению с растворами хлористого кальция аналогичной плотности. Снижение расхода хлористого кальция за 6 мес. 2009 г. составило 3903 т.
3. Разработка безкальциевых жидкостей глушения - наиболее пер-спективное решение для снижения солевой насыщенности попутно добываемых вод. В этой области в настоящее время ведутся» работы по двум направлениям:
- исследование возможности применения суспензионных систем с плотностью до 1,35 г/см3 (замена хлористому кальцию) на основе дешёвого и доступного безкальциевого сырья - природного галита. Расчётная стоимость этих суспензионных систем - не более 7000 р./м . Потенциал применения безкальциевых материалов с плотностью до 1,35 г/см на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» - не менее 135 000 м /год. Потенциал снижения использования солей кальция - около 64,5 тыс.т/год (в пересчёте на ионы кальция 23,3 тыс.т/год);
- исследование возможности использования безкальциевых растворов на основе солей калия и натрия с плотностью до 1,48 г/см" (замена растворов на основе нитрата кальция). Разработанные в настоящее время образцы без кальциевых растворов с плотностью до 1,42 г/см имеют потенциал внедрения порядка 20 000 м /год, что эквивалентно снижению потребления солей кальция на 14 670 т/год (или 3800 т/год в пересчёте на ионы кальция).
4. Использование пресной воды для нагнетания в систему ППД, в частности на Приобском месторождении, осуществляется путём дополнительного забора речной воды для заводнения, что позволяет уменьшить оборот солей кальция на 7390 т/год (или 2664 т/год в пересчёте на ионы кальция).
5. Внедрение клапанов-отсекателей для проведения ПРС без глушения скважин предусматривало установку в 2009 г. на добывающих скважинах 50 единиц глубинного оборудования. Ограничением при подборе фонда скважин для реализации проекта являлся выбор скважин, не осложнённых пескопроявленем, выносом механических примесей и солеотложением. Потенциал сокращения расхода солей кальция в этом случае, в частности, на 50 ПРС, составлял около 2080 т или 750 т в пересчёте на ионы кальция.
6. Регенерация кальциевых растворов после завершения ПРС и спуска ЭЦН введена в практику в 2008 г. В настоящее время осуществляется приготовление растворов глушения и подготовка оборудования для их регенерации на Приобском месторождении. Объём растворов для регенерации составляет 2300 м /мес.(15 % от расхода). Потенциал технологии заключается в сокращении потребления солей кальция, и с учётом потерь при сборе и регенерации составляет 6840 т/год (при сборе 15 % растворов) или в пересчёте на ионы кальция 2484 т/год.
7. Регулирование ионного состава входящих потоков воды на ЦППН призвано снизить коэффициент пересыщения солями попутно-добываемых вод управлением равновесия химической реакции выпадения кальцита. Достигается изменением кислотности входящего потока за счёт дозировки расчётного количества соляной кислоты и ингибиторов солеотложения. В результате снижается отложение солей на поверхности аппаратов и трубопроводов. Однако, снижения содержания ионов кальция в перекачиваемых водах эта технология не обеспечивает. Таким образом, технологии контроля поглощения имеют значительный потенциал для снижения расхода солей кальция (13,3 %), регулировании насыщенности попутно-добываемых вод солеотлагающими ионами и обеспечивают значительный экономический эффект - за вычетом затрат - 106 млн.р./г. (таблица 4.2).
