БУРЕНИЕ СКВАЖИН
УДК 622.244.5 © Коллектив авторов, 2013
Применение технологии химической кольматации при бурении скважин на месторождениях Республики Саха (Якутия)
С.А. Ананьев, Ф.Р. Яхшибеков
(ОАО «Сургутнефтегаз»), В.В. Быков
(НГДУ «Талаканнефть»),
В.Д. Горгоц, к.т.н.
(ТО «СургутНИПИнефть»)
Адрес для связи: Gorgots_VD@surgutneftegas.ru
Ключевые слова: прискважинная зона пласта, химическая кольматация, дихромат калия, сшивка молекул.
Аpplication of technology of chemical mudding, reducing damage of reservoirs at wells drilling in the Yakutia fields during well construction
S.A. Ananyev, F.R. Yakhshibekov (Surgutneftegas OJSC, RF, Surgut), VV. Bykov (Oil and Gas Production Department Talakanneft, RF, Surgut),
V.D. Gorgots (Tyumen Branch of SurgutNIPIneft, RF, Tyumen) E-mail: Gorgots_VD@surgutneftegas.ru
Key words: near-wellbore reservoir zone, the chemical mudding, potassium dichromate.
It is noted that during the initial reservoirs exposing the zone of mud filtrate invasion into near-wellbore reservoir area is forming and increasing in time. While casing cementing it increases sharply due to filtering of injected buffer fluid and cement, which does not permit to obtain a potentially possible yield. In order to stop the growth of the flushed zone after the initial exposing before stimulation after perforation the technology of chemical mudding, reducing the reservoir damage and allowing significantly to increase the well productivity factor, is developed.
При первичном вскрытии коллекторов формируется и увеличивается во времени радиус зоны проникновения фильтрата бурового раствора. При цементировании обсадной колонны размер этой зоны резко возрастает вследствие фильтрации закачиваемых буферной жидкости и цементного раствора, процесс заканчивается только после окончания ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Расчетные радиусы такой зоны превышают глубину перфорационного канала в 2 раза и более. Проникший фильтрат в результате физико-химического взаимодействия с породой коллектора, как правило, значительно снижает проницаемость при-скважинной зоны пласта (ПсквЗП), что либо не позволяет получить приток нефти при освоении, либо дебит значительно меньше потенциально возможного.
С целью предотвращения увеличения радиуса зоны проникновения фильтрата бурового раствора после первичного вскрытия до начала вызова притока после перфорации для практического применения предлагается метод, основанный на том, что некоторые полимеры в водных растворах или среде органических растворителей способны вступать в химические реакции с образованием пространственных сшитых структур и термореактивных сеток. В результате жидкая система переходит в гелеобразное состояние. Полученный полимер может использоваться в качестве кольматирующего материала первых десятков миллиметров поровых каналов приствольной зоны пласта [1].
Одним из способов преобразования структуры полимеров, имеющих преимущественно линейное строение, является их сополимеризация с применением сшивающего агента. Использование окислителей в данном случае способствует получению кольматирующих смесей с заданными технологическими свойствами, а дополнительное введение восстановите-
лей интенсифицирует процесс и позволяет управлять им во времени. Прочность получаемых гелей зависит от степени разветвленности макромолекул исходного полимера. Изменение структуры полимеров под влиянием окислителей связано с разрывом химических связей и возникновением макрорадикалов, способных рекомбинировать с образованием новых макромолекул [2].
В качестве окислителя взят дихромат калия К2Сг207, в качестве восстановителя - сульфит натрия В растворе дихромата калия всегда существует равновесная реакция со смещением равновесия в левую часть. При добавлении сульфита натрия равновесие начинает смещаться вправо за счет двух окислительно-восстановительных реакций. В результате образуется амфотерный гидроксид Сг(ОН)3, при большом избытке сульфита натрия (до 2-3 раз) он сразу растворяется с образованием комплексного соединения Кз[Сг(ОН)6].
Для понятия сущности процесса гелеобразования рассмотрено распределение электронной плотности в одном звене ПАА с учетом влияния мезомерных и индуктивных эффектов. Механизм реакции комплексообразования по теории Верне-ра - донорно-акцепторный, образующиеся новые связи - ко-валентные. Лигандами в данном случае выступают три молекулы ПАА с неподеленными парами электронов на атоме азота. Подкисление раствора приводит к отщеплению гидроксиль-ных групп от атома хрома, которые замещаются дополнительными тремя молекулами ПАА, что ускоряет время гелеобразо-вания и увеличивает прочность получаемого геля [3].
Если концентрация участвующих в реакции веществ невысокая (не более 0,05-0,1 %), то структурно-реологические свойства раствора ПАА изменяются несущественно. При концентрации 0,1-0,5 % образуются преимущественно сшитые структуры. При высоких концентрациях реагентов смеси возникают
Рис. 1. Динамика загустевания состава ПАК-М-1 (СНС - статическое напряжение сдвига; Т - время)
сетчатые полимерные структуры с максимально возможными прочностными характеристиками [4].
По результатам проведенных исследований наиболее оптимальное время загустевания (110 мин) в статическом режиме при нормальных условиях имеет состав №14 (многокомпа-нентный полиакриловый кольматант ПАК-М-1). Загустевание начинается через 90 мин после добавления дихромата калия в подготовленную смесь и заканчивается через 110 мин (рис. 1). Этого времени достаточно для прокачивания состава на забой (1500-1700 м) и кольматирования первых десятков миллиметров ПствЗП.
На установке ACRS 83^ исследовались кольматирующая способность и кислотная устойчивость состава ПАК-М-1. При исследовании применялся солевой буровой раствор с кольматан-том СБРК-МК-2, отобранный из скв. 583-3П Талаканского месторождения при разбуривании пласта В10. Результаты проведенных исследований следующие: проницаемость для газа образца 4860-07 - 44,23-10-3 мкм2, образца 4853-07 -43,94-10-3 мкм2, пористость - соответственно 7,98 и 10,56 %.
Проницаемость модели пласта для керосина до обработки составляла 18,61 ■ 10-3 мкм2, после обработки буровым раствором -1,27-10-3 мкм2, составом ПАК-М-1 - 0,1-10-3 мкм2, составом ГКО+ПАВ - 0,19 10-3 мкм2. На рис. 2 показано изменение градиента давления по длине модели пласта в ходе эксперимента.
В результате исследований было установлено, что только при добавлении солей трехвалентного алюминия или хрома удается получить полимерный гель на основе КМЦ, катионы других поливалентных металлов (кальция, магния) образуют с КМЦ нерастворимые соли и выпадают в осадок. Соединения КМЦ с алюминием сразу же реагируют на рН среды, изменяя свои свойства, к тому же полимерный гель образуется практически мгновенно, и скорость гелеобразования не регулируется во времени. Если вместо КМЦ применять ПАА, то образуется пластичная масса с более высокими прочностными характеристиками. Исходя из этого для исследований гель получали на основе соли трехвалентного хрома (ацетат хрома) и ПАА. Изменение концентрации ионов хрома в растворе при определенном значении рН позволило получить полимерный гель, загустевание которого начинается через 100 мин после добавления ацетата хрома в подготовленную смесь и заканчивается через 120 мин. Профиль кривой загустевания при этом соответствовал приведенному на рис. 1.
На основании выполненных лабораторных исследований были выполнены опытно-промышленные работы (ОПР) с целью опробования технологии применения состава ПАК-М-1 для защиты продуктивных пластов от негативного влияния фильтратов технологических жидкостей. Работы проводились в четырех разведочных скважинах месторождений Республики Саха (Якутия). Параметры закачанных кольматирующих составов приведены в таблице.
Эффективность применения кольматирующего состава ПАК-М-1 определялась по сравнительному анализу данных
Рис. 2. Изменение градиента давления на торцах составной модели пласта В10 Талаканского месторождения при фильтрации керосина, бурового раствора, составов ПАК-М-1 и ГКО+ПАВ (Узак, Упор - объем соответственно закачки и пор)
Месторождение
Северо-Талаканское
530-02Р
530-21Р
Закачанный объем смеси, м3
2,00
2,00
1090
Параметры кольматирующего состава после ввода дихромата калия
Пласти- Динамичес- | Время, мин
1080
Условная вязкость, с
28
СНС, Па
за 10 с за 10 мин
вязкость, напряжение Па с сдвига, Па
начала окончания загустева- загустевания ния
23
0,8
0,7
1,0
0,8
0,012
0,005
4,6
3,7
90
95
120
120
Талаканское
(Центральный блок)
179-2П
2,85
1090
30
0,7
1,0
0,010
4,0
120
140
Южно-Талаканское
208-02Р
2,00
1100
28
110
150
рН
8
8
8
8
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
01'2013 51
Рис. 3. Изменение радиусов зон проникновения фильтрата бурового раствора в интервале продуктивного пласта В10, замеренных до и после проведения химической кольматации в скв. 530-02Р (а), 179-2П (б) и 530-21Р (в)
|двух комплексов геофизичеких исследований скважин, проведенных до кольматации, непосредственно после вскрытия пласта В10 и после бурения до проектного забоя перед спуском хвостовика. На основании данных ВИКИЗ (высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования), полученных до проведения химической кольма-тации, после заключительного каротажа построены кривые изменения радиуса зоны проникновения бурового раствора в ПствЗП (рис. 3). Увеличение радиуса зоны проникновения за время с начала записи ВИКИЗ непосредственно после вскрытия пластов до проведения окончательного каротажа (4872 ч) составляет 2-8 %. В скв. 530-21Р (см. рис. 3, в) радиус зоны проникновения не изменился, а незначительные отклонения в показаниях до и после проведения работ не превышают предела погрешности прибора. При испытании скв. 530-02Р и 530-20Р были получены дебиты соответственно 54 и 10 т/сут.
Выводы
1. Состав ПАК-М-1 надежно кольматирует поровое пространство модели.
2. Получаемый защитный экран практически непроницаем (проницаемость для керосина составляет 0,1 ■ 10-3 мкм2).
3. Созданный кольматационный экран
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.