Глушение газовых скважин облегченной инвертной дисперсией
ГЛАВА 2
ГЛУШЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
ПЕРЕД ПРОВЕДЕНИЕМ КАПИТИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
Глушение газовых скважин с временным блокированием продуктивного
Пласта
Процесс глушения газовых скважин в условиях АНПД целесообразно осуществлять при временном блокировании продуктивного пласта с последующим разрушением блокирующего материала при освоении за один непрерывный цикл.
Технологии по временному блокированию пласта заключаются в том, что в зону перфорации закачивается высококонцентрированная суспензия твердого наполнителя в виде геля, способного закупоривать перфорационные отверстия, предотвращая тем самым поглощения жидкости глушения. Затем скважина заполняется жидкостью глушения с плотностью, достаточной для создания противодавления на пласт. После проведения работ временно закупоривающий материал удаляется и скважину осваивают. Удаление временно закупоривающего материала производится путем растворения его кислотой, водой, нефтью или специальным растворителем.
В отечественной практике для временной изоляции пласта широкое распространение получил мел, который удаляется из зоны фильтра путем солянокислотной обработки. В зарубежной практике для этих целей используются каменная соль, мраморная крошка, мел, органическая кислота и др.
На месторождениях Западной Сибири применялись различные временно закупоривающие составы: на основе химически осажденного мела и алебастра; ПАВ и КМЦ; меловая паста или глиномеловая паста на основе полиакриламида, формалина, алебастра и нитролигнина; трехфазная пена и др. [43]. Временно закупоривающий состав, как правило, продавливается в зону обработки пластовой водой. При освоении скважин проводились солянокислотные обработки. Продавливание кислоты в пласт осуществляется пластовой водой или двухфазной пеной. Применение такой технологии давало положительные результаты, но по мере падения пластового давления применение временного блокирования пласта прекратилось и в эксплуатационных газовых скважинах не удается получить циркуляцию рабочего агента.
|
|
|
В последнее время для глушения скважин уделяется большое внимание пенным системам. Положительный опыт блокирования пласта трехфазной пеной получен в последнее время на месторождениях с аномально низким пластовым давлением [44-46]. Наиболее эффективны при КРС для временного блокирования пластов ПОЖ, не содержащие твердой фазы. Они работоспособны даже при отрицательных температурах до минус 30 °С.
Глушение газовых и газоконденсатных (нефтяных) скважин
Эмульсионным раствором
|
|
|
О целесообразности применения технологических жидкостей на углеводородной основе и, прежде всего эмульсионных растворов, при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин было изложено выше. Однако проблемным остается вопрос эффективного глушения газовых скважин в условиях АНПД, что характерно для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. Поэтому для таких условий необходима жидкость, отвечающая всем вышеперечисленным требованиям.
Наиболее близким по составу типом жидкости глушения является эмульсия, включающая газоконденсат, конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ), хлорид кальция (СаС12), углекислый натрий (Na2CO3), карбамид, химически осажденный мел и воду, при следующем соотношении компонентов, % масс.: газоконденсат - 28,0-35,0; КССБ - 7,0-12,0; СаС12 - 18,0-24,0; Na2CO3 - 1,0-3,0; карбамид - 0,5-1,5; химически - осажденный мел - 1,0-3,0; вода - остальное. Недостатком данного эмульсионного состава является то, что он не устойчив при пластовых температурах 60-80 °С, так как в качестве эмульгатора используется КССБ, не обладающая высокими термостабильными эмульгирующими свойствами.
Более эффективным эмульсионным раствором является состав, состоящий из, % масс.: газоконденсата - 25,0-30,0; эмультала - 4,5-5,0; алюмосиликатных микросфер (АСМ) - 15,0-20,0; гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н - 2,5-3,0; минерализованной воды – остальное [47].
|
|
|
По сравнению с предыдущим эмульсионным раствором данный состав термостатически устойчив за счет увеличения его вязкости и структурно-механических свойств при одновременным уменьшении фильтратоотдачи до нулевых значений. Причем даже при повышении пластовой температуры до 80 °С фильтратоотдача не превышает 4 см3/30 мин, к тому же после глушения скважины не требуется проведение кислотной обработки пласта. Коэффициент восстановления проницаемости после промывки, вызова притока и освоения скважины составил более 90 %. Эффективность нового эмульсионного раствора подтверждается результатами экспериментальных исследований, приведенных в табл. 2.1.
Анализ данных табл. 2.1 показывает, что содержание эмульгатора в количестве более 5 % нецелесообразно, так, как получается вязкая не текучая эмульсия. При содержании алюмосиликатных микросфер менее 20 % плотность эмульсии получится близкой к 1,0, что часто не достаточно для глушения скважин в условиях АНПД. При увеличении содержания АСМ в эмульсии больше 20 % нецелесообразно, так как вязкость эмульсии возрастает, что делает ее не технологичной. В рекомендуемом для глушения газовых и газоконденсатных (нефтяных) скважин эмульсионном составе в качестве термостабилизатора предложена гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н, при концентрации которой
|
|
|
Таблица 2.1
Состав и технологические параметры эмульсионного раствора
для глушения газовых и газоконденсатных (нефтяных) скважин в условиях АНПД [49]
| Состав раствора, % масс. | Плотность, ρ, кг/м3 | Вязкость условная, Т, с | рН | Статическое напряжение сдвига, Θ, 1/10 дПа | Фильтратоотдача, Ф, см3/30 мин | Напряжение пробоя, вольт | |
| при t=22 0С | при t=80 0С | ||||||
| 1. Раствор №1 (прототип): газоконденсат – 28,0-35,0; КССБ - 7,0-12,0; хлорид кальция - 18-24; карбонат натрия – 1,0-3,0; карбамид – 0,5-1,5; химически – осажденный мел – 1,0-3,0; вода - остальное | 1112 – 1065 | 25,17 – 13,33 (мПас) | - | 100,2 – 450,9 192,1 – 801,6 | следы - отсутствует | нет данных | нет данных |
| 2. Раствор № 1 предлагаемого состава газоконденсат – 25,0; эмультал – 4,0; ГКЖ-11Н – 2,0; АСМ – 10,0; минерализованная вода - остальное | 960 | капает | 11,90 | 215/249 | 1,0 | 4,0 | 400 |
| 3. Раствор № 2 предлагаемого состава газоконденсат – 25,0; эмультал – 4,5; ГКЖ-11Н – 3,0; АСМ – 20,0; минерализованная вода - остальное | 950 | 540 | 11,20 | 105/129 | 0 | - | 600 |
| 4. Раствор № 3 предлагаемого состава газоконденсат – 30,0; эмультал – 5,0; ГКЖ-11Н – 3,0; АСМ – 20,0; минерализованная вода - остальное | 930 | 344 | 10,90 | 43/67 | 0 | 3,8 | 700 |
| 5. Раствор № 4 предлагаемого состава газоконденсат – 35,0; эмультал – 5,0; ГКЖ-11Н – 3,0; АСМ – 30,0; минерализованная вода - остальное | 900 | не течет | 10,99 | 90,9/144 | 0 | 3,5 | 650 |
менее 2,0 % уменьшается термостабильность эмульсии, что фиксируется по снижению величины напряжения пробоя до 200-300 в.Оптимальное содержание ГКЖ-11Н составляет 2,5-3,0 %, при этом величина пробоя составляет 600-700 в.
Глушение газовых скважин облегченной инвертной дисперсией
Определяющим фактором производительности газовых скважин является состояние их призабойной зоны, которая несет наибольшую фильтрационную нагрузку, подвергаясь различным воздействиям в процессе эксплуатации. Это кольматация ее твердыми частицами (песок, глина, продукты коррозии и т.п.), дисперсной фазой и дисперсионной средой технологических растворов, вследствие образования нерастворимых продуктов, гелей или высоковязких эмульсий, отложениями в поровом пространстве коллекторов высокомолекулярных углеводородов. При этом фильтратоотдача жидкостей, особенно на водной основе, загрязняет продуктивный пласт за счет образования гидратных и эмульсионных соединений, кристаллизации и осаждения солей в проницаемой среде, набухания глинистого цемента пород-коллекторов и др. [48].
В процессе проведения ремонтных работ влияние этих факторов усиливается, поскольку при спуске инструмента гидродинамическое давление на пласт увеличивается вплоть до «гидроудара», сила которого возрастает с глубиной, скоростью спуска инструмента, достигая максимального значения непосредственно над продуктивным пластом. При увеличении давления в околоскважинной зоне порода разуплотняется. Этому содействует статическая репрессия давления на пласт, которая создастся весом столба технологической жидкости [49, 50].
Ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП имеет место прежде всего при глушении скважин, то есть в процессе задавливания пласта специальными составами с целью обеспечения безаварийного проведения последующих ремонтных работ. Поэтому выбор дисперсных систем для глушения должен осуществляться с учетом горно-геологических, технических, экономических, экологических, а также климатических условий и факторов работы скважин. Главными и определяющими из них являются:
- обеспечение высокого качества и надежности глушения скважин, безопасного и безаварийного проведения ремонтных работ;
- предотвращение загрязнения продуктивного пласта, сохранение ФЭС и достижение доремонтной продуктивности скважин;
- технологичность приготовления системы, включая количество и доступность ингредиентов, оптимальное время использования спецтехники, ее доступность и физический объем работ;
- технологичность процесса восстановления герметичности скважин;
- возможность проведения ремонтных работ в условиях, осложненных низкими температурами как на поверхности, так и в разрезе с наличием ММП, песко- и водопроявлений;
- отсутствие коррозионно-активного воздействия на трубы и технологическое оборудование;
- совместимость с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважин;
- технологичность при транспортировке, приготовлении и проведении работ на скважинах;
- минимальное токсикологическое воздействие используемых химических реагентов и приготовленных технологических систем на человека и вредное воздействие на окружающую среду.
Этим требованием наиболее полно отвечают инвертные эмульсии, суспензии и их смеси. Например, на 12 месторождениях, разрабатываемых ОАО «Кубаньгазпром» с пластовыми давлениями 10-20 % от условного гидростатического, накоплен положительный опыт применения гидрофобно-эмульсионных растворов с содержанием водной фазы 80-85 %, углеводородной 15-20 % и 0,3-0,7 % эмульгатора-стабилизатора (катионактивное ПАВ сложного состава). При очистке ПЗП, промывке песчаных пробок (толщиной 40-90 м), перфорации эксплуатационных колонн с целью приобщения к разработке новых газонасыщенных объектов, проведении ремонтно-профилактических и ловильно-аварийных работ в скважинах, эксплуатирующих объекты на глубинах 2620-2660 м (Сердюковское месторождение) и 3320-3370 м (Некрасовское месторождение), гидрофобно-эмульсионные растворы обеспечили успешное проведение ремонтных работ. Однако, эти эмульсии оказались не эффективны для условий высокопроницаемых коллекторов газоконденсатных месторождений Западной Сибири [49].
До последнего времени на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем газоконденсатных месторождениях для этих же целей широко применялись блокирующие инвертные дисперсии типа «Дисин» или инвертно-меловые дисперсии типа «ИМД», а также «Эмультон» на основе органобентонитовой глины с регулируемой коллоидной структурой, плотностью в пределах 940-1450 кг/м3, эффективной вязкостью 340-1810 Па·с, статическим напряжением сдвига СНС1/10 = 35/55 и 125/180 дПа через 1 и 10 мин, соответственно, и фильтратоотдачей около 0 см3/30 мин [50]. Однако, из-за снижения пластового давления до 0,6-0,4 от нормального гидростатического, высокого темпа обводнения скважин и разрушения ПЗП эти технологические жидкости уже не обеспечивают качественного глушения скважин.
Разработанные для таких условий в ООО «СевКавНИПИгаз» технологии временного блокирования продуктивного пласта двух- и трехфазными пенами [51], включающими водорастворимые полимеры, углеводородную фазу и ТЩН, оказались не технологичными. Например, фактические затраты времени на вызов притока из сеноманских газовых скважин после КРС за первое полугодие 2004 г. по Управлению интенсификации и ремонту скважин (УИиРС) ООО «Ямбурггаздобыча» после использования технологии глушения скважин с блокированием пласта дисперсиями с наполнителями (торф, целлотон, мел, вермикулит, асбест) изменялись от 120 вахто-часов на скв. №1142 до 504 вахто-часов на скв. № 1145, что в среднем по 11 скважинам составило 249 вахто-часов.
Применение водных дисперсий радиационно сшитого полиакриламида оказалось не технологичным из-за необходимости заполнения всего объема скважины [52]. Попытки применения технологии блокирования перфорированного интервала продуктивного пласта дисперсией набухшего полимера с заполнением ствола скважины традиционно применяемыми растворами минеральных солей, а также комбинированная технология с предварительным закачиванием в пласт и созданием оторочки из растворов фосфорнокислых солей, декольматирующих пласт, не дали положительных результатов [46, 53, 54].
Таким образом, повсеместное использование доступных материалов (минеральные соли, щелочи, органические ПАВ, торф, мел, органобентониты, конденсат, нефть, нефтепродукты и т.п.) чаще приводит к ухудшению результатов процесса глушения и послеремонтного освоения скважин, наносит экологический ущерб окружающей среде из-за неудовлетворительных токсикологических свойств и низкой их биоразлагаемости. Например, на Уренгойском ГКМ расход жидкости глушения на одну скважино-операцию составил 1106-1700 м3 (превышение объема скважины в 28-42,5 раз), а затраты времени на ликвидацию осложнений из-за некачественного глушения составили 1404-1556 вахто-часов [55]. Кроме того, пожароопасность систем на углеводородной основе и низкая морозостойкость известных технологических растворов создает трудности при работе с ними в суровых климатических условиях севера Западной Сибири.
Поэтому объективно необходимым является разработка комплексной технологии, включающей промывку скважины водно-спиртовыми растворами с ПАВ, закачивание в околоскважинную зону продуктивного пласта деблокирующего мицеллярного раствора, создание в интервале перфорации надежного блокад-экрана, предотвращающего приток углеводородного сырья из пласта и проникновение жидкости глушения или ее фильтрата в пласт, а также заполнение ствола скважины структурированной дисперсной системой низкой плотности.
Для решения данной проблемы совместно со специалистами ООО «НТЦ «Современные газовые системные технологии» были синтезированы анионактивные и неионогенные ПАВ на основе растительных масел и продуктов их очистки и проведены систематические исследования их свойств на границе раздела фаз с водными и углеводородными растворами. На основе экспериментальных исследовании установлены причинно-следственные зависимости влияния состава поверхностно-активных композиций на их свойства, что позволило создать экологически приемлемые эмульсии с низким межфазным натяжением на границе раздела с пластовыми флюидами фаз прямого и обратного типов плотностью 490-950 кг/м3 [56-58]. В процессе исследований разработаны методы регулирования их технологических свойств за счет изменения химической природы и структуры ПАВ, соотношения водной и углеводородной фаз, введения ПАВ и облегчающих добавок [58]. Разработаны эффективные блокирующие высоковязкие инвертные системы и составы из водонабухающего химически сшитого полиакриламида, предложена комплексная технология эффективного глушения скважин в условиях высокопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений при прогрессирующем обводнении и разрушении призабойной зоны скважин [59]. Приоритет и научная новизна получения устойчивых структурированных технологических жидкостей и создание эффективной технологии глушения ими скважин подтверждены совместными патентами на изобретения [60].
Качество приготовления предлагаемых составов существенно влияет на эффективность ремонтных работ, проводимых на скважинах. В промысловых условиях их готовят на стационарном растворном узле или непосредственно на устье скважины перед ее ремонтом [61]. Преимущество механизированного приготовления облегченной инвертной дисперсии (ОИД) достигается за счет быстрого достижения высокой однородности системы с заданными технологическими параметрами.
Оптимальная плотность ОИД определяется с учетом давление столба жидкости глушения Рзаб, которое не должно превышать текущего давления гидроразрыва горных пород на забое РГРП по формуле:
Рзаб ≤ 0,8РГРП, (2.1)
Для оценки текущего давления ГРП в слабосцементированных породах сеноманских отложений наиболее приемлема следующая эмпирическая формула, предложенная авторами работы [2, 62]:
РГРП = 0,66Рпл + 0,083Нкр, (2.2)
где РГРП - текущее давление ГРП на забое, МПа;
Рпл - текущее пластовое давление, МПа;
Нкр - глубина залегания кровли сеноманских отложений, м.
Глушение скважин с использованием ОИД включает промывку скважины водно-спиртовым раствором с ПАВ, закачивание в околоскважинную зону мицеллярного углеводородного раствора с ПАВ, блокирование пласта структурированной высоковязкой дисперсией (с плотностью не более 650 кг/м3) и заполнение ствола скважины маловязкой ОИД.
Перед глушением скважин необходима ее промывка для предотвращения попадания в пласт примесей и удаления скопившейся на забое жидкости и сорбированных на поверхности труб и внутрискважинного оборудования отложений, продуктов бурения и коррозии. Для этого, как правило, используют 0,05-0,50 %-ные водно-спиртовые растворы ПАВ с концентрацией взвешенных частиц ≤ 10 мг/л.
Для предотвращения газирования жидкости глушения и обеспечения качественного освоения скважин газ необходимо оттеснять в глубь пласта мицеллярной жидкостью. В качестве таковых используют растворы неионогенных ПАВ (типа «Неонол АФ9-4» или «Фосфатидин») в конденсате или другой углеводородной жидкости с небольшими добавками спиртов (метанол, этанол, изопропанол, сивушные масла). Объем буферного раствора выбирается из расчета 0,5-1,0 м3 на каждый метр перфорированной мощности продуктивного пласта при концентрации ПАВ 0,2-0,4 %. Концентрация вводимых солей определяется необходимостью достижения в пластовых условиях низкого межфазного натяжения на границе раздела «раствор ПАВ - пластовые флюиды» и получения стабильных микроэмульсий. При достижении поршнеобразного задавливания мицеллярного раствора в пласт плотность последнего не регламентируется.
Разработанная технология предусматривает проведение комплекса работ по качественному блокированию вскрытой части продуктивного пласта и последующего заполнения скважины облегченной эмульсией, создающей необходимые условия для проведения ремонтных работ в скважине. В зависимости от состава применяемых жидкостей, реализация технологии возможна в двух вариантах:
1 вариант - Интервал перфорации блокируют нефильтрующейся структурированной высоко вязкой инвертной суспензией с небольшой адгезией к проницаемой среде, а скважину заполняют промывочной системой меньшей вязкости с адгезией, несколько превышающей когезиоонную прочность к стенкам металлических труб [60, 61].
2 вариант - Интервал перфорации полностью заполняют дисперсией водонабухшего полимера и антифильтрационной эмульсией, а ствол скважины заполняют вязкой облегченной инвертной дисперсией с противоположной по фильности природой [46].
Продуктивный пласт считается блокированным, если после глушения и в процессе ремонтных работ в скважине не происходит проникновения жидкости глушения и (или) ее фильтрата в пласт, а также отсутствует приток углеводородов из пласта.
Плотность облегченных дисперсий должна быть такой, чтобы гидростатическое давление ее в скважине обеспечивало противодавление на пласт, превышающее пластовое давление.
Условная вязкость блокирующих составов по ВБР-1 должна составлять не менее 500 с, при этом они должны прокачиваться без осложнений.
В случае возможных поглощений, например, из-за кавернообразования в ПЗП должно быть предусмотрено дополнительное закачивание в зону фильтра инвертной эмульсионно-суспензионной дисперсии с микросферами или водонабухающего полимера типа «Полипласт-Г» с повышенными структурно-механическими параметрами (50-100 % от общего объема блокирующей жидкости).
Данную комплексную технологию применяли при глушении скважин №№ 1088, 5115 и 7174 Ямбургского ГКМ, технические параметры которых приведены в табл. 2.2. В данной таблице приведены также усредненные параметры и расчетные величины фильтрационных параметров и дебита сеноманской газовой скважины.
Проведенные работы по приготовлению ОИД и глушению скважин подтвердили высокую эффективность предлагаемой комплексной технологии. Все скважины заглушены с уровнем жидкости на устье. В процессе ремонтных работ отказов технологического оборудования и насосных агрегатов, связанных с применением ОИД, не отмечалось.
Дата добавления: 2018-02-18; просмотров: 1449; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!