РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.66
© Коллектив авторов, 2015
Передовые технологии глушения скважин
М.А. Силин, д.х.н.,
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), Л.А. Магадова, д.т.н., О.В. Акимов
(ООО «РН-Юганскнефтегаз»), В.П. Ануфриев, М.А. Лопухов
(Московское представительство FSI International Services Ltd.)
Адрес для связи: magadova0108@himeko.ru
Ключевые слова: призабойная зона пласта (ПЗП), глушение скважин, промывочная жидкость, полисахаридные жидкости для глушения скважин, жидкости глушения на эмульсионной и углеводородной основах.
Advanced technologies for wells killing
M.A. Silin
(Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RF, Moscow), L.A. Magadova, O.V. Akimov (RN -Yuganskneftegas LLC, RF, Nefteyugansk), V.P. Anufriyev, M.A. Lopukhov
(Moscow Office of FSI International Services Ltd., RF, Moscow) E-mail: magadova0108@himeko.ru
Key words: bottomhole formation zone, wells killing, washing fluid, polysaccharide fluids for wells killing, emulsion- and hydrocarbon-based wells killing fluids.
An overview of water- and emulsion-based wells killing and washing fluids, developed in Gubkin Russian State University of Oil and Gas, is given. The possibility of using the modern brine plant facilities of the FSI International Services Ltd. manufacturing for qualitative process fluids production is shown. A comprehensive solution to the problem of wells killing with low-impact killing fluids and special equipment for their preparation will allow to eliminate the problems associated with trouble-free maintenance work execution and will preserve the recovery wells productivity.
Для решения проблем, связанных с глушением скважин, ЗАО «Химеко-ГАНГ, FSI International Services Ltd. и ООО «РН-Юганскнефтегаз» приняли решение объединить свои усилия и предложить юганским нефтяникам современные методы глушения скважин с использованием новых технологий, качественных материалов и оборудования, а также большого накопленного опыта проведения таких операций. Для комплексного решения задачи производства больших объемов качественных многофункциональных жидкостей глушения скважин независимо от имеющихся условий компанией FSI International Services Ltd. в 1995 г. в ООО «РН-Юганскнефтегаз» был построен первый солерастворный узел (СУ). В дальнейшем при освоении месторождений были введены в работу еще семь СУ производительностью от 100 до 700 м3/сут. Оборудование СУ работает без сбоев в высококоррозионных условиях на протяжении 15 лет и более, обеспечивает качественное приготовление растворов глушения. По инициативе ООО «РН-Юганскнефтегаз» следующий высокотехнологичный СУ производительностью 500 м3/сут будет комплектоваться дополнительным оборудованием, позволяющим производить качественные полимерные технологические жидкости.
Применяемые в России методы приготовления жидкостей глушения не всегда обеспечивают возможность получения качественных жидкостей, способных предотвратить ухудшение фильтрационно-емкостных
свойств призабойной зоны пласта. В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина разработаны жидкости глушения и промывки скважин на водной, эмульсионной и углеводородной основах, сохраняющие коллекторские свойства пласта (рис. 1). Химические реагенты для жидкостей глушения выпускаются в промышленном масштабе ЗАО «Химеко-ГАНГ».
Для глушения скважин в высокопроницаемых пластах необходимы жидкости, обладающие повышенной вязкостью и низкой фильтрацией. Полисахаридные жидкости глушения (ПСЖГ) на водной или водно-солевой основе представляют собой гели на базе модифицированных гуаров [1]. При добавлении сшивающих агентов полисахаридный гель образует единую сшитую структуру, эффективно блокирующую крупные поры и трещины. Полисахаридный водный гель термостабилен при пластовой температуре до 100 °С, его вязкость может изменяться в широких диапазонах. Жидкость глушения отличается низкой фильтрацией, а фильтрат обладает низким межфазным натяжением, что уменьшает его сопротивление для притока нефти в скважину. С целью получения полисахаридных гелей используются реагенты гелирующего комплекса «Химеко В», выпускаемого ЗАО «Химеко-ГАНГ»: гелеобразователь ГПГ-3; сшивающий агент СП-РД; боратный сшиватель БС-1; биоцид «Биолан». В качестве водной основы для приготовления ПСЖГ применяется пресная техническая или подтоварная вода с низким содержанием поливалент-
Рис. 1. Жидкости глушения и промывки, разработанные в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, сохраняющие коллекторские свойства пластов
ных катионов (<500 мг/л), которая для увеличения плотности может содержать соли-минерализаторы с одновалентными катионами хлористого калия или хлористого натрия. ПСЖГ практически не загрязняет продуктивный пласт, что подтверждается экспериментальными исследованиями.
В научно-образовательном центре (НОЦ) «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина был смоделирован процесс глушения ПСЖГ продуктивной зоны пласта высокой проницаемости (рис. 2).
В эксперименте использовалась насыпная линейная модель углеводородного пласта с начальной водонасы-щенностью. Начальная проницаемость для воды составляла 2,07 мкм2. Температура пластовой модели составляла 85 °С. Модель соединялась с системой противодавления. Результаты эксперимента показали, что фильтрация геля в пористую среду начинается при перепаде давления более 8 МПа. При этом рост давления прекращается и кривая фильтрации выполаживается. В промысловых условиях маловероятны подобные перепады давления в процессе глушения скважин. При возможном проникновении геля в высокопроницаемые зоны (проницаемостью более 2 мкм2) образовавшийся экран легко разрушается путем закачки в пласт слабого кислотного раствора [2].
ПСЖГ обладает хорошим ингибирующим эффектом по отношению к глинистым породам. Увлажняющий эффект ПСЖГ, оцененный по РД 39-2-813-82, составляет 0,05-0,10 см/ч, скорость набухания глины (по К.Ф. Жи-гачу-А.Н. Ярову) - 0,01-0,02 см/ч, что достаточно для сохранения продуктивности, превышающей 0,94.
С 2002 г. ПСЖГ широко применяется в различных нефтяных и сервисных компаниях на месторождениях России [3]. В 2002-2008 гг. в ООО «РН-Пурнефтегаз» было выполнено более 800 операций глушения добывающих скважин с использованием ПСЖГ. Работы проводились в скважинах, вскрывающих низкопроницае-
Рис. 2. Зависимость перепада давления от объема закачки ПСЖГ ^ком - комнатная температура; Узак, Упор - объем соответственно закачки и пор; FLR - скорость закачки)
мые терригенные коллекторы с пластовой температурой 80-95 °С, со склонными к набуханию глинами, глушение в которых водно-солевыми растворами значительно снижало дебит нефти, увеличивало обводненность, время вывода скважины на режим изменялось от одной до нескольких недель. Особенно успешным было глушение скважин с высоким газовым фактором (от 300 до 1000 м3/т) на Харампурском месторождении (Северный и Южный куполы). Глушение с применением ПСЖГ проводилось с использованием комбинированной замены скважиной жидкости (расход жидкости на одну скважину составлял 3-5 м3, в скважинах с высоким газовым фактором - 5-8 м3). Плотность полученного раствора равнялась 1,02-1,18 г/см3. В скважинах выполнялись различные виды текущего ремонта. Во всех случаях был получен стабильный положительный результат.
Анализ вывода скважин на режим после глушения с ПСЖГ по результатам обработок 102 скважин, проведенных на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз», показал, что средний дебит нефти на одну скважину увеличился на 3,6 т/сут, средняя обводненность - лишь на
0,7 %, средняя продолжительность вывода скважины на режим составила 2,2 сут.
В настоящее время ЗАО «Химеко-ГАНГ» предлагает аналоги указанной выше жидкости глушения: СЖГ, для приготовления которой используется порошкообразный гелеобразователь СЖГ; УТЖГ, позволяющая обеспечить диапазон плотностей от 1,18 до 1,46 г/см3.
При глушении скважин с низким пластовым давлением необходимо, чтобы жидкость глушения: обладала небольшой плотностью и в то же время обеспечивала противодавление на пласт на протяжении всего ремонта. Для решения данной проблемы в НОЦ «Промысловая химия» разработано несколько составов глушения, обладающих низкой плотностью: ЭПСЖГ на основе прямой эмульсии с высоким содержанием дисперсной фазы (дизельное топливо, товарная нефть) с загущенной полисахаридом внешней водной фазой; углеводородный гель на основе комплекса гелирующего «Химе-ко-Н»; аэрированный гель («твердая пена»). Аэрированный гель, разработанный совместно со специалистами ООО «Оренбурггазпром», обладает низкими плотностью и фильтруемостью, что позволяет использовать его на месторождениях с аномально низким пластовым давлением (АНПД) [4, 5]. Раствор «твердая пена» включает следующие компоненты: биоцид «Биолан» -3/50 м3; гелеобразователь ГПГ-3 - 4-6 кг/м3; комплексный ПАВ «Нефтенол ВВД» - 0,5-1,0 л/м3; сшивающий агент СПРД - 4-6 л/м3; боратный сшиватель БС-1.3 -2-4 л/м3. При наличии в газовой скважине сероводорода в раствор сшивателя необходимо ввести 20-40 л/м3 поглотителя сероводорода - «Нефтенол ПАВ-ПС».
Технология глушения «твердой пеной» заключается в одновременной закачке в скважину раствора гелеобра-зователя, биоцида и ПАВ совместно с азотом или другим инертным газом и раствором сшивающих агентов. В результате образуется объемная структура с высокими структурно-механическими свойствами и низкой плотностью, что обеспечивает высокую эффективность глушения скважин с АНПД.
Промысловые испытания технологии глушения «твердой пеной» скважин на газовых месторождениях ООО «Оренбурггазпром» и нефтяных месторождениях ОАО «Оренбургнефть» показали ее успешность. Для примера приведем опыт глушения скв. 2731 Давыдовского месторождения ОАО «Оренбургнефть» с коэффициентом аномальности Ка = 0,71. До глушения скважины дебит жидкости был равен 83 м3/сут, нефти - 16,2 т/сут, обводненность - 75 %. Время выхода скважины на режим после ремонта составило 3 сут. На установившемся режиме после ремонта дебит жидкости увеличился до 125 м3/сут, нефти - до 29,5 т/сут, обводненность снизилась до 70 %.
Одним из путей повышения качества ре
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.