Библиографическое описание:

Аманов М. А., Ишангулыев Г. А. Применение облегченных технологических жидкостей для глушения и капитального ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) // Молодой ученый. — 2016. — №10. — С. 117-123.



  1. Актуальность проблемы

Высокие технико-экономические показатели бурения нефтяных и газовых скважин в значительной степени зависят от создания все более совершенных типов буровых растворов.

Одним из основных требований, предъявляемых к буровым растворам, является увеличение скорости проходки при минимальных затратах материалов и химических реагентов для их приготовления и регулирования свойств. При этом буровые растворы должны обеспечивать безопасность ведения заключительных работ по выводу скважин из бурения с максимальной продуктивностью.

Поэтому в отечественной практике все большее внимание уделяется растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов (наиболее ответственному этапу в цикле строительства скважин), для глушения скважин при их капитальном ремонте и освоения.

В настоящее время нефтегазовые и буровые компании, осуществляя заканчивание и капитальный ремонт скважин на больших глубинах, все чаще сталкиваются с трудностями разработки залежей с аномально низкими пластовыми давлениями.

2. Обзор жидкостей для глушения икапитального ремонта скважин вусловиях АНПД

Жидкости, применяемые при ремонтных работах для промывки и глушения скважин должны обеспечивать:

‒ минимальное проникновение фильтрата и самой жидкости в призабойную зону пласта;

‒ легкость извлечения из призабойной зоны фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости;

‒ предотвращение образования осадков, снижающих проницаемость пористой среды;

‒ предотвращение образования стойкой водонефтяной эмульсии и набухания глин.

Указанным требованиям частично или полностью отвечают:

‒ специально обработанные глинистые растворы;

‒ растворы на углеводородной основе;

‒ водные растворы солей;

‒ пены;

‒ газообразные агенты и др.

Недостатками примененияглинистых растворов в качестве жидкостей глушения при капитальном ремонте является то, что применение их не позволяет получить растворы низкой плотности, вызывает набухание глинистых частиц, приводит к кольматации продуктивного пласта и требует дополнительной кислотной обработки при освоении скважины.

В наибольшей степени требованиям к жидкостям глушения в условиях аномально низких давления пласта удовлетворяют растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии, применение которых позволяет повысить продуктивность скважин в 2 и более раза по сравнению со скважинами, глушенными глинистыми растворами на водной основе.

Растворы на нефтяной основе и обращенные эмульсии обладают высокими закупоривающими свойствами, препятствующими проникновению воды и твердой фазы бурового раствора в пласт в процессе его вскрытия или глушения. Кроме того, сама основа углеводородных растворов не оказывает столь вредного влияния на проницаемость пласта, как фильтрат растворов на водной основе.

В растворах, приготовленных на углеводородной основе (РНО), в качестве дисперсионной среды используют нефть и нефтепродукты (дизельное топливо, соляровое масло и др.), а в качестве дисперсной фазы — окисленный битум. Если РНО сравнить с глинистыми растворами, то роль глины выполняет битум, а роль воды — дизельное топливо. Частицы глины создают структуру в глинистом растворе, а частицы битума имеют склонность к созданию структуры. Поэтому в РНО добавляют большое количество структурообразователя — мыла жирных кислот или окись кальция. Используют также мазутно-соляровые растворы различной рецептуры.

В гидрофобных эмульсионных растворах (ГЭР) дисперсионная среда — нефть или нефтепродукты, а дисперсная среда — вода, пластовая вода или растворы солей хлористого кальция и т. д. В качестве эмульгатора-стабилизатора применяют дегидратированные полиамиды. ГЭР, не содержащие твердый утяжелитель, можно применять в скважинах с температурой до 90оС, а утяжеленные — до 55оС. Недостатком этих растворов является их невысокая термостойкость /1/.

Разновидностей жидкости для глушения скважин довольно много, большинство рецептур запатентовано российскими учеными /2–5/, в которых рассматривается блокирующая способность составов.

Использование жидкости глушения на водной основе (водные растворы солей), как правило, приводит к снижению дебитов скважин по нефти, росту обводненности добываемой продукции и длительным срокам их освоения в послеремонтный период. Вызывается это, в первую очередь, отрицательным воздействием таких жидкостей на фильтрационные характеристики ПЗП.

Так, в качестве блокирующих жидкостей применяют водные растворы хлористого натрия и хлористого кальция. Как показывает практика эксплуатации скважин, глушение скважин этими растворами в большинстве случаев способствует загрязнению призабойной зоны и продуктивного пласта, что приводит к ухудшению продуктивности скважин и отрицательно сказывается на освоении скважины после ремонта.

Предлагаемые ООО «Промсоль югра» составы для глушения «Рекас-600», «Аксис», выполняют при операции глушения две функции: эффективное глушение и одновременно мягкую обработку призабойной зоны. В них находятся ингибиторы солеотложения, ПАВ и гидрофобизаторы. Это поверхностно-активные кислотные растворы (ПАКР) используют для улучшения проницаемости пласта при вторичном вскрытии пластов перфорацией и глушении скважин. Состав ПАКР разработан таким образом, чтобы обеспечить гибкость при выборе плотности, солености, термостойкости для конкретных условий. Плотность раствора от 1050 до 1190кг/м3.

В условиях АНПД отрицательного эффекта можно избежать, если использовать жидкости глушения на водной основе, имеющие низкое межфазное натяжение на границе с углеводородами, или пенные системы /7–9/. Для этого используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) и получают пенные растворы.

Закачка в скважину пены, полученной с помощью аэратора, пенообразующей жидкости и компрессора — этот способ применим для нефтяных скважин, а не для газовых, т. к. наличие воздуха может привести к образованию взрывоопасной смеси. В этом случае надо применять газ высокого давления или азот.

Для эффективного вспенивания раствора следует применять смесь нефте- и водорастворимых ПАВ. Таким образом можно вспенить смеси воды и конденсата при содержании последнего до 50 %. При увеличении содержания углеводородной фазы от 5 до 50 % стабильность пены снижается в 1,5–3 раза по сравнению с пенообразованием в водном растворе, а кратность в 1,5–2 раза. Для получения одинакового по объему количества пены (50:50) необходимо в 5 раз увеличить объем продуваемого воздуха по сравнением с водным раствором.

В качестве жидкостей глушения скважин с АНПД используют двухфазные и трехфазные пены.

Двухфазные пены содержат: углеводороды, водные растворы, стабилизаторы (ПАА, КМЦ), пенообразователь (анионоактивные ПАВ); или углеводороды, хлоркальциевую воду, пенообразователь-стабилизатор (силикат натрия или КМЦ).

Трехфазные пены более устойчивы. Они содержат дополнительно твердую фазу (глина, гипс, графит, полиэтилен).

Однако пенные растворы непросто получить, для этого требуется специально оборудование. Кроме того, они термически и механически не устойчивы, что приводит к их разрушению в процессе капитального ремонта скважин.

В последние годы за рубежом начато широкое внедрение уникальной микропузырьковой системы под названием «Афроникс» для бурения и заканчивания скважин в условиях АНПД /6/ без использования компрессорного оборудования. Данная система разработана фирмой «М-IDrillingFluids» компанией «Smith/Schlumberger» (США). Она содержит так называемые афроны — микроскопические пузырьки воздуха, защищенные многослойной оболочкой из полимеров и ПАВ. Благодаря уникальным свойствам афронов, данная жидкость создает упругий непроницаемый барьер в призабойной зоне продуктивного или поглощающего пласта, что позволяет бурить скважину при коэффициенте аномальности пластового давления до 0,2 и при репрессии 30МПа, с высоким качеством вскрытия продуктивного пласта.

Основные отличия афронов от пен:

‒ двухслойная оболочка из ПАВ с промежуточным слоем загущенной полимером воды, в то время, как оболочка пузырька обычной пены состоит из одного мономолекулярного слоя ПАВ;

‒ газовое ядро афрона находится под давлением;

‒ малые размеры и высокая прочность афронов обуславливает несжимаемость системы в отличие от аэрированных и пенных систем.

Таким образом, существующие технологии «легких» технологических жидкостей для условий низкого пластового давления ограничены тремя способами уменьшения плотности рабочей жидкости:

‒ дисперсные системы, предусматривающие ввод в жидкую среду газообразных компонентов или поверхностно-активных веществ и получение пенных растворов;

‒ дисперсные системы на углеводородной основе, в которых в качестве дисперсионной среды используют нефть или нефтепродукты (дизельное топливо, соляровое масло и др.);

‒ дисперсные системы «Афроникс».

Современное состояние проблемы глушения скважин с АНПД на поздней стадии разработки показывает, что эффективность глушения скважин при их капитальном ремонте может быть повышена при комплексном подходе к решению проблемы в содружестве специалистов науки и производства.

3. Регулирование свойств растворов, применяемых для глушения скважин при капитальном ремонте

Выбор путей подбора рецептур растворов для глушения диктуется необходимостью придания им новых свойств, которые определяются параметрами, соответствующими требованиям геолого-технических условий скважины.

Приготовление жидкости для глушения — это первичная химическая обработка раствора, при которой последняя приобретает необходимые параметры. По завершению капитального ремонта скважины раствор может быть повторно использован после дополнительной обработки. При этом расходуется значительно меньше химических реагентов, чем при первичной обработке жидкости. При дополнительной обработке используют часто те же реагенты.

В связи с изложенным расход реагентов для обработки раствора значительно зависит от того, какая производится обработка. Однако во всех случаях необходимо стремиться к тому, чтобы расход реагента был по возможности минимальным. Для этого выбирают реагент, наиболее эффективный в данных условиях. Это — основное условие подбора рецептур обработки.

Не всегда в распоряжении предприятия имеются реагенты в необходимом ассортименте, поэтому при подборе рецептур используют реагенты, которые имеются в наличие в цехе или могут быть туда доставлены. Соответствие между выбираемыми реагентами и имеющимися в наличие — второе условие подбора реагентов.

Расход химических реагентов и других материалов, необходимых для приготовления жидкостей глушения и регулирования их свойств велик, достигает многих сотен тонн. Разнообразны и процессы, которые используются при регулировании. Однако все известные способы регулирования в основном можно свести к трем:

  1. Изменение соотношения между активными компонентами в жидкости;
  2. Изменение свойств (состояния) дисперсной системы, которой является жидкость глушения, добавлением соответствующих химических реагентов, изменяющих поверхностные и реологические свойства жидкости глушения в целом;
  3. Изменение содержания в растворе, воздуха, нефти или другой углеводородной жидкости.

Первые два способа в основном используют для регулирования структурно-механических свойств и фильтрационных характеристик промывочной жидкости, последний — для регулирования плотности. При этом жидкость приобретает свойства, обеспечивающие осуществление необходимых функций в процессе ее применения.

Регулирование свойств коркообразования понимают как уменьшение водоотдачи жидкости, поскольку специальной задачи, предусматривающей повышение водоотдачи, практически не существует. Под регулированием структурно-механических свойств и плотности жидкости понимают их изменение: ослабление структурно-механических свойств и усиление их. В первом случае это означает уменьшение величин вязкости и предельного статического напряжения сдвига, а во втором — увеличение этих параметров. Изложенное и определяет способ исправления недостатков данной жидкости глушения, вызванных теми или иными причинами. Если вязкость промывочной жидкости вследствие избытка стабилизаторов превышает требуемую величину, необходимо разбавить дисперсную систему водой, если вязкость мала из-за недостатка полимеров, необходимо добавить их.

В общем случае для повышения величины какой-либо характеристики жидкости глушения необходимо осуществить процесс, противоположный тому, который вызвал ее понижение. Так если недостаточное содержание реагента вызвало повышение водоотдачи, необходимо добавить реагент-понизитель водоотдачи.

Указанное позволяет все виды регулирования основных свойств жидкости глушения свести в табл. 1.

Таблица 1

Основные виды регулирования параметров раствора

Параметр раствора

Отклонение величины от требуемой

Причины, вызвавшие отклонение

Способ исправления

Водоотдача

Выше требуемой

Недостаточное содержание понизителя водоотдачи

Добавление понизителя водоотдачи

Вязкость

Выше требуемой

Избыток полимера

Добавление воды

Вязкость

Ниже требуемой

Недостаток полимера

Добавление полимера

Плотность

Выше требуемой

Избыток воды, утяже-лителя

Добавление углеводородов (нефти, конденсата)

Плотность

Ниже требуемой

Недостаток утяжелителя

Добавление утяжелителя

Толщина корки

Выше требуемой

Недостаток полимера

Добавление полимера

Толщина корки

Отсутствие

Отсутствие дисперсной фазы

Добавление мела (глины)

Способы регулирования свойств жидкостей глушения следует выбирать исходя из величин параметров, приведенных в рассмотренной таблице 3.1. Однако выбор осложнен следующими обстоятельствами:

1. Различные факторы одинаково влияют на величины параметров жидкости. Если в процессе капитального ремонта возросла водоотдача раствора, причинами этого могут быть и высокие температуры, и недостаточное содержание реагента-понизителя водоотдачи, и недостаточное содержание термостабилизирующих добавок. В первом случае необходимо ввести термостойкий реагент, во втором — диэтаноламин (моноэтаноламин). Если завышены величины вязкости и СНС, причиной этого может быть и избыточное содержание полимеров, глины и избыточная степень коагуляции.

Таким образом, по величинам вязкости, СНС или водоотдачи трудно выбрать правильный способ регулирования параметров раствора для глушения.

2. Результаты воздействия разных факторов на свойства растворов для глушения взаимосвязаны. Например, при снижении водоотдачи раствора изменяются вязкость и СНС. В ряде случаев одна из величин возрастает, а вторая уменьшается. Это затрудняет выявление причин изменения свойств раствора сопоставлением параметров.

3. Недостаток или избыток того или иного материала в жидкости глушения — понятия условные. Так, содержание 20 % нефти или конденсата в растворе может быть явно избыточным для жидкостей с плотностью более 1,1 г/см3, в то время как для жидкостей с плотностью менее 1,0 г/см3 будет недостаточным.

Таким образом, совпадение влияния различных факторов на величины параметров жидкостей глушения, взаимосвязанность результатов воздействия и условность понятий избыточности и недостаточности затрудняют выявление причин изменения свойств жидкостей и выбор средств их обработки как при установлении причин по одному параметру, так и по их совокупности. При этом данные таблицы 3.1 остаются совершенно правильными, затруднено только их использование.

Накопление опыта подбора рецептур жидкостей глушения, использование большого количества данных, чем приведено в таблице 3.1, в частности определение поверхностного натяжения или реагентов, в какой-то мере помогают обойти указанные трудности.

Кроме того, более правильно подходить к решению этой проблемы комплексно, используя указанный путь и учитывая коллоидно-химическую природу растворов и геолого-технические особенности разрезов.

  1. Основные рецептуры полимер-эмульсионных растворов для глушения скважин саномально низким пластовым давлением

Как было выше упомянуто, применение общепринятого способа глушения скважин традиционными жидкостями глушения, такими как глинистые растворы, растворы хлористого кальция и натрия и др. на поздней стадии эксплуатации, особенно в условиях АНПД, стало непригодно. Это связано с отсутствием возможности снижения плотности и повышения вязкости данных растворов. Эти параметры в условиях АНПД способны оказывать отрицательное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пористой среды, что создает ряд трудноразрешимых проблем при проведении ремонтных работ и освоении скважин из-за поглощения растворов и может привести к необратимому снижению продуктивности скважин.

Задачей первостепенной важностиявляется разработка такого метода глушения скважин, при котором используется жидкость глушения низкой плотности и высокой вязкости, предотвращающая поглощение раствора и кольматацию пласта, не оказывающая отрицательного влияния на фильтрационную способность коллектора, технологически легко осуществима и может быть повторно использована.

Мы провели лабораторные исследования по подбору компонентов и оптимальных условий для разработки рецептур жидкостей глушения высокой вязкости и низкой плотности, используемых при капитальном ремонте скважин в условиях АНПД.

В настоящее время осуществляя заканчивание и капитальный ремонт скважин на больших глубинах, все чаще сталкиваются с трудностями разработки залежей с аномально низкими пластовыми давлениями.Вэтих целях разработан состав жидкости глушения и технология ее задавки в скважину для проведения капитального ремонта и повышения эффективности освоения месторождений.

Разработанные жидкости глушения представляют собой полимер-эмульсионный раствор. Это — обратная (или инвертная) эмульсия типа «вода в масле». В этой эмульсии дисперсионная среда — конденсат, а дисперсная фаза — водный раствор полимеров. Полимер-эмульсионные растворы состоят из набора компонентов, каждый из которых был выбран для выполнения определенной специфической задачи.

4.1. Компоненты полимер-эмульсионных растворов.

Конденсаты данного месторожденияпредставлены, в основном, парафиновыми углеродами. Из них 60 % нормальных парафинов со связью С — С, остальные со связью С = С. Ароматические углеводороды составляет не более 10 %, плотность 0,8–0,81г/см3, содержат сероводород.

Полиакриламид (ПАА)используется в качестве регулятора вязкости и слабого эмульгатора.

ПАА — полимерное вещество и имеет следующую структурную формулу:

ПАА представляет собой порошок белого цвета, в воде набухает с последующим растворением в течении 48 часов. Подогрев ускоряет растворение. Водные растворы ПАА имеют большую вязкость, возрастающую с увеличением молекулярной массы.

Для ускорения растворения ПАА необходима диспергация его в конденсате и только после этого взаимодействие с водой. Этим удается избежать стадии набухания ПАА и в течение нескольких минут получить эмульсию.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ)используется в качестве понизителя фильтрации, стабилизатора, придающего раствору упругопластические свойства и слабого эмульгатора.

Получают КМЦ воздействием монохлоруксусной кислоты на щелочную целлюлозу. Химизм процесса представлен ниже:

По внешнему виду это порошкообразный препарат от белого до светло-желтого цвета, влажностью не более 10 %, плохо растворимый в холодной и удовлетворительно в горячей воде (70–800С).

Показатели качества КМЦ зависят от степени полимеризации, а оптимальные добавки — от минерализации и температуры.

Моноэтаноламин (МЭА) или диэтаноламин (ДЭА)

Эти реагенты повышают термостойкость эмульсии, поднимают щелочность и улучшают растворимость КМЦ.

Физико-химическая характеристика этаноламинов приведена ниже.

Таблица 2

Параметры

MЭA

ДЭA

Молекулярная масса

61

105

Плотность, г/см3

1,0–0,18

1,02–1,090

Температура кипения, оС

171

270

Температура замерзания, оС

10,5

28

Вязкость, Па.с

0,241

0,38

Растворимость в воде, %

при 20оС

при 30оС

100

96,4

При пониженных температурах МЭА и ДЭА — это твердые вещества. При небольшом подогреве становятся вязкими жидкостями.

ОП-10 (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля) это неионогенное ПАВ, хорошо растворимое в конденсате.

ОП-10 — продукт конденсации моно- и диалкилфенолов, алкилированных полибутиленом, с окисью этилена. Это водорастворимая жидкость светло-желтого цвета, обладает слабокислой или слабощелочной реакцией.

ОП-10 имеет следующую формулу:

C6H4O (CН2 —СН2O)nСH2СH2OH, где n=10–12

Сульфонолпродукт алкилирования бензола с додециленом с последующими процессами ректификации, сульфирования и нейтрализации.

Сульфонол имеет следующую формулу:

CnH2n+16H4 SO3Na, где n=12–18

Сульфонол — это порошок или паста светло-желтого цвета. Хорошо растворим в воде. Реагенты ОП-10 и сульфонол используются в качестве эмульгаторов и понизителей межфазного натяжения на границе раздела с пластовым флюидом, что сохраняет газопроницаемость пласта.

Мел (CaCO3) представляет собой порошок бело-серого цвета, плотностью 2,74г/см3, легко растворяется в соляной кислоте. При взаимодействии с водой образует суспензию. Выпускается предприятиями стройиндустрии и широко применяется в бурении.

Техническая воданеобходима для растворения химических реагентов; водный раствор полимеров является дисперсной фазой эмульсии.

Проведены лабораторные и промысловые испытания ПЭР, апробация которых проводилась при глушении скважин с аномально низким пластовым давлением на заданной площади.

Нами проведены дополнительные исследования и предложены основные 3 рецептуры, способные устранить недостатки рецептур ПЭР. Совершенствовать первую, наиболее простую рецептуру, удалось введением в нее дополнительно до 5 % мела или 3 % шелухи. При этом фильтрация раствора снизилась до 5см3. Следовательно, больше шансов к успешному глушению скважин без поглощения. Так как раствор, содержащий ПАА, слишком скользкий, то ПАА можно исключить, использовав рецептуру, содержащую смесь полимеров КМЦ и Крахмала.

Лабораторные и промысловые испытания дали возможность сделать следующие заключения:

‒ при использовании в растворах соотношения конденсат: вода = 75 %: 25 % и полимеров 0,25 % и более эмульсия не образуется, так как 25 % воды не достаточно для растворения полимеров;

‒ установлено, что для получения устойчивой эмульсии оптимальное соотношение конденсата и воды составляет (соответственно) 50:50 и 60:40;

‒ при оптимальном содержании конденсата и воды оптимальные добавки полимеров составляют, соответственно: ПАА — 0,375–0,5 %; КМЦ+ ПАА=(0,5–1,5 %)+(0,1–0,25 %); КМЦ+ Крахмал от 1 до 1,5 % для обоих реагентов;

‒ при термостатировании полимер-эмульсионных растворов, полученных при оптимальных соотношениях компонентов, при Т = 130оС без циркуляции происходит их: расслоение часть конденсата поднимается вверх, а эмульсия скапливается внизу.

4.2. Назначение иобласть применения ПЭР

‒ Разработанные полимер-эмульсионные растворы низкой плотности и высокой вязкости предназначены для повышения эффективности качества глушения эксплуатационных скважин и повышения технико-экономических показателей при их капитальных ремонтах в условиях аномально низких пластовых давлений;

‒ полимер-эмульсионные растворы не образуют с пластовыми водами солеотложений, не загрязняют пласт, т. е. обеспечивают полное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;

‒ полимер-эмульсионные растворы отличаются высокой проникающей способностью, позволяющей сформировать внутри поглощающего пласта надежный изоляционный экран в его приствольной части, и обладают повышенными адгезионными и псевдопластичными свойствами;

‒ полимер-эмульсионные растворы имеют низкое поверхностное натяжение на границе газ-раствор-порода, обеспечивающее при освоении безпрепятственное проникновение газа из продуктивного пласта в скважину;

использование полимер-эмульсионных растворов для глушения скважин при их капитальном ремонте не требует при освоении дополнительной кислотной обработки и тем самым уменьшает расходы, связанные с использованием дополнительных химических материалов, и сроки ввода скважин в эксплуатацию.

Литература:

  1. С.Рябоконь, Б.Мартынов, М.Ламосов, А.Бояркин. Высокоэффективные технологические жидкости для сохранения продуктивности коллекторов на стадиях перфорации, глушения и ремонта скважин // Технологии ТЭК. № 1, 2007, с.26–33.
  2. В. И. Крылов, С. С. Джангиров, Н. И. Сухенко и др. Изоляция зон поглощения с применением наполнителей. Обзорная информация. — М.: ВНИИОЭНГ, серия Бурение, 1981.
  3. С. А. Рябоконь, А. Б. Сурков, В. Н. Глущенко. Жидкости для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. — М.: 1989.
  4. Б.Курочкин, Е.Оксенойд, С.Самыкин. Профилактические мероприятия с применением наполнителей-кольматантов при вскрытии потенциально поглощающих пластов//Технология ТЭК. № 4, 2006, с.28–32.
  5. Патент России № 2187533. 2002.
  6. С. В. Васильченко, С. В. Меденцев. Решение проблем вскрытия истощенных пластов: технология афронов // М.: Бурение и нефть. № 6, 2003.
  7. К. К. Уайт. А. П. Честер, К. Д. Айвен, С.Майкранц, Р.Наурис. Буровой раствор на основе афронов: новый метод разбуриввания истощенных пластов // Нефтегазовые технологии. № 3, 2004.
  8. А. В. Амиян, Н. П. Васильев. Применение пен для ремонта и освоения газовых скважин с АНПД // Газовое дело. № 6, 1972.
  9. К. М. Тагиров, Р. А. Гасумов, А. А. Перейма. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин // Газовая промышленность. № 1,1999, с.50–51.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle