Статья посвящена вопросу решения важной задачи — обоснование выбора рецептур безглинистых ингибированных солевых растворов, рекомендуемых для промывки при бурении боковых стволов и горизонтальных участков, основанные на исследовании биополимеров, в условиях Карачаганакского месторождения. Авторы предлагают в качестве решения такой задачи — рассмотреть применение комплексной соли на основе КС1, а также тампонажный раствор на клеевой основе.
Ключевые слова: скважина, водоизолирующие материалы, селективная изоляция, солевой биополимерный раствор, забой, тампонажный раствор.
Перспективы развития Западного региона Казахстана тесно завязана с разработкой Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (КНГКМ). Во время эксплуатации этого уникального месторождения, были отмечены три объекта разработки: I объект — газоконденсатная часть нижнепермского возраста, II объект — газоконденсатная часть каменноугольных отложений; III объект — нефтяная часть каменноугольных и верхнедевонских отложений.
Геолого-физическая характеристика газоконденсатных объектов добычи (I и II) и физико-химическая характеристика добываемых флюидов этих объектов позволяет без дополнительного расчёта и определения условий фонтанирования, обосновать фонтанный способ добычи, который обусловлен энергией пласта и газа (высокое пластовое давление, большое газосодержание и лёгкий пластовый флюид — конденсат). Продолжительность периода фонтанирования скважин на месторождении зависит не только от применяемых методов по повышению нефтеотдачи пласта (первичных и вторичных), но и от размеров фонтанного подъёмника. При неизбежном постепенном снижении пластового давления и поступлении воды в призабойную зону скважин существенно уменьшается ее устойчивость, ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, интенсифицируется образование минеральных отложений, песчаных и газогидратных пробок, повышается коррозионная активность продукции и др. Вследствие чего, существенно снижается производительность добывающих скважин на нефть и газовый конденсат.
Важнейшим фактором при эксплуатации добывающих скважин Карачаганакском месторождении является повышенная коррозионная активность скважинной продукции, выпадение неорганических солей в виде осадков, отложения асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в скважинном оборудовании, образование водонефтяных эмульсий, трудноразрушаемых при добыче добываемой скважины из-за резкого увеличения обводненности.
В связи с этим увеличиваются затраты при добыче углеводородов, влияющих на рентабельность эксплуатации скважин. И как следствие, необходим комплексный подход к оптимизации работы с фондом скважин и борьбе со скважинными осложнениями, который позволит вывести уровень межремонтного периода (МРП) эксплуатации скважин на максимальный, сократить эксплуатационные затраты, повысить эффективность эксплуатации низкорентабельных зон месторождений, находящихся на заключительных стадиях разработки.
В условиях разработки Карачаганакского месторождения имеет место не связанное с выработкой пласта, преждевременное обводнение, которое зависит от ряда факторов (Рис.1).
Рис. 1. Влияние на преждевременное обводнение пласта
Существующие методы, в основном, направлены на ограничение поступление воды в добывающих скважинах. Применение гидроизоляционных составов, состоящие несколько химических продуктов, несущих свои специфические функции [1].
Водоизолирующие материалы играют главную роль при образовании закупоривающего вещества. В зависимости от физико-химического принципа действия закупоривающего вещества все водоизолирующие материалы делятся на три класса: осадкообразующие, гелеобразующие и отверждающиеся.
Наибольшее предпочтение при производстве водоизоляционных работ необходимо отдавать материалам и методам селективного действия. К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенности части пласта при закачке изолирующих реагентов по всей его толщине.
Для селективной изоляции применяют также нефтесернокислотные смеси (НСКС), тяжелые нефтепродукты (гудрон, битум) [2]. Но коллекторские свойства, минерализация пластовых вод, температура нефтегазоконденсатного месторождения Карачаганак не дают основания рекомендовать к широкому применению вышеперечисленные методы ограничения притока пластовых вод.
До последнего времени основным материалом, применяемым при проведении водоизоляционных работах, остается цементный раствор.
На большей части месторождения Карачаганак преобладают коллектора, содержащие в своем составе глинистый цемент.
Весьма важной причиной, ведущей к снижению дебита эксплуатационных скважин, является набухание пород, содержащих в своем составе глину. Высокой чувствительностью обладают низкопроницаемые коллектора, отличающиеся внутренней кольматацией, которая считается необратимой.
Исследования различных растворов в качестве водоизолирующих показали, что наиболее действенными являются смеси, в которых в качестве главного элемента применяются биополимеры. Подобные смеси отличаются псевдопластичностью, способствующей улучшению качества очистки забоя от частиц выбуренной породы и выносу шлама из проблемных участков ствола [3].
Такая технология позволяет минимизировать загрязнение продуктивных коллекторов, поскольку биополимерный реагент, поступая в продуктивный пласт, через некоторое время проходит стадию ферментативного разложения. Важным свойством биополимеров является Выраженная способность растворов на основе биополимеров — снижение гидравлических сопротивлений, способствующих перепаду давлений циркулирующего бурового раствора. Это свойство является важным фактором при бурении боковых наклонных и горизонтальных стволов малого диаметра и последующем их ремонте [4].
Для повышения регулирования свойств в водные растворы, биополимеров необходимо вводить соли, действие которых обусловлено способностью, образовывать ингибирующие комплексные соединения.
Для обоснования выбора типа солевого биополимерного бурового раствора и сравнительного анализа действия различных солей (NaCl, КСl), предложено использование комплексной соли на основе КСl.
Такая рецептура солевого биополимерного раствора способствует максимальной очистке забоя и ствола скважины от выбуренной породы, обладает свойством минимального загрязнения продуктивного пласта, достаточным ингибирующим действием на глиносодержащие породы и хорошими смазывающими свойствами (таблица 1).
Таблица 1
Технологические параметры рекомендуемых составов солевых биополимерных растворов
|
Состав раствора |
ρ, кг/м 3 |
Т,с |
η пл , мПа∙с |
η эф , мПа∙с |
τ о , дПа |
К, мм |
К тр |
n |
P н |
|
XCD-POLYMER (однокомпонентная ксановая смола)-0,8–1 %; KCl — комплексная соль (хлоркалий-электролит) -10–19 %; вода — остальное |
1060–1110 |
20–42 |
12–19 |
20–31 |
4,8–6,3 |
1 |
0,06–0,07 |
0,5–0,8 |
7–8 |
|
KemX (полианионный гетерополисахарид) — 0,8–0,6 %; KCl — комплексная соль (хлоркалий-электролит) — 10–19 %; вода — остальное |
1060–1110 |
19–20 |
11–13 |
15–19 |
2,7–3,3 |
1 |
0,13–0,18 |
0,6–0,7 |
7–8 |
Для максимальной изоляции обводненного пласта необходимо использовать тампонажный раствор на клеевой основе, имеющий достаточные свойства для надежной изоляции обводненного пласта. Тампонажный раствор с широким диапазоном регулирования реологических и структурных свойств наиболее приемлем в условиях Карачаганакского месторождения.
Исходя из поисковых опытов можно предложить следующий состав тампонажного раствора: техническая вода с растворенным СаС1 2– 4 % от массы сухого цемента (плотность жидкости затворения –1048 кг/м 3 ); фурфуриловый спирт — 2–3 % от массы сухого цемента; клей добавляется в виде геля — 2 % от массы сухого цемента добавляется в цементный раствор.
Решить проблему успешного проведения водоизоляционных работ, применяя различные тампонажные растворы, невозможно. И поэтому, согласно с «Правилами ведения ремонтных работ», в ремонтно-изоляционные работы входит комплекс разнообразных операций по определению интервала негерметичности; приемистости интервала негерметичности; проведения тампонажных работ под давлением и последующей опрессовки колонны (рис. 2).
Рис. 2. Разновидности основного метода ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонного пространства — тампонирование под давлением
Технологические рекомендации при использовании изоляции водопритоков пакерами, имеет преимущество [4]:
1) проведение закачивания тампонажного раствора в подпакерный участок, дает возможность сохранить коллекторские свойства пласта;
2) во время схватывания цемента можно проводить спускоподъёмные операции;
3) наблюдается простота в использовании метода;
4) возможность использования такой технологии в наклонных и горизонтальных скважинах.
Комбинированное использование такой технологии и предлагаемого состава цементного раствора позволит повысить результативность водоизоляционных работ в результате точного доступа смеси в зону негерметичности. Закачка тампонажного раствора под давлением в пласт даст результат повышения прочности цементного камня в среднем в 1,5 раза.
Литература:
- Петров Н. А. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / Н. А. Петров, Д. Н. Идиятупин, С. Г. Сафин, А. В. Валиулин, Под ред. проф. Л. А. Алексеева. — М.: Химия, 2005. — 172 с.
-
- Зозуля Е. К. Разработка биополимерных солевых растворов для бурения боковых стволов из эксплуатируемых скважин / Е. К. Зозуля, А. Б. Тулубаев, А. В. Другов, Ф. С. Потехин, С. В. Кисев // Сб. тр. Института нефти и газа. Нефтегазовое направление. — Тюмень: Вектор Бук, 2004. — С 115–118.
- Кисев С. В. Комплексная технология водоизоляционных работ для восстановления бездействующего фонда скважин на Талинском месторождении / С. В. Кисев, Ю. В. Ваганов, А. М. Киреев, П. А. Фигурак // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр. 1-ой Всерос. науч.-практ. конф. Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ. — Тюмень: Печатник 2007. –С 117–122.
