УДК 622.276.66
> Коллектив авторов, 2010
Применение жидкостей глушения на полисахаридной основе в скважинах с низким давлением и после гидроразрыва пласта
М.А. Силин, д.х.н., Л.А. Магадова, д.т.н., Е.Г. Гаевой, к.т.н., В.Б. Губанов, к.т.н., В.Р. Магадов, Д.Ю. Елисеев, к.т.н. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)
Application of killing fluids on the polysaccharide base in wells with low pressure and after fracturing
M.A. Silin, L.A. Magadova, E.G. Gaevoy, V.B. Gubanov, V.R. Magadov, D.Yu. Eliseev
(Gubkin State Oil and Gas University)
The properties of the polysaccharide fluids on the water or water-saline bases, used to kill the complicated wells, are considered. Experiments to assess the possibility of using such fluids in these wells were conducted. Works on killing the wells of Harampurskoye field are carried out. The effectiveness of application of the specified fluid is marked.
Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП), трещины ГРП, аномально низкое пластовое давление (АНПД), по-лисахаридная жидкость глушения (ПСЖГ), блокирующая технология, установка определения проводимости проппанта.
Адрес для связи: deliseev@gubkin.ru
В процессе глушения скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД), а также скважин, в призабойной зоне которых содержатся естественные или искусственные трещины вследствие проведенного гидроразрыва пласта (ГРП), происходит интенсивное поглощение солевого раствора. Это не только приводит к увеличенному расходу жидкости глушения, но и может вызвать необратимое снижение продуктивности скважины и рост обводненности.
При глушении скважин применяется несколько технологий:
- с полной заменой скважинной жидкости на раствор глушения;
- с частичной заменой скважинной жидкости на блокирующую пачку жидкости глушения, перекрывающую на 200-300 м интервал перфорации; оставшуюся часть скважины заполняют пластовой или минерализованной водой (блокирующая технология).
Для глушения скважин в высокопроницаемых пластах необходимы жидкости, обладающие повышенной вязкостью и низкой фильтруемостью. Полисахаридные жидкости для глушения скважин (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, беспрепятственно прокачивается через все типы ЭЦН, отличается низкой фильтруемостью. Фильтрат обладает низким поверхностным натяжением, что снижает его сопротивление для притока нефти в скважину. Для получения полисахаридных гелей используются реагенты комплекса гелирующего Химеко В: гелеобразователь ГПГ-3, сшивающий агент СП-РД, боратный сшиватель - БС-1, биоцид «Биолан».
ПСЖГ обладает хорошим ингибирующим эффектом по отношению к глинистым породам. Увлажняющая способность ПСЖГ, оцененная по РД 39-2-813-82, По=0,05-0,1 см/ч, скорость набухания глины (по Жигачу - Ярову) W=0,01-0,02 см/ч, что достаточно для сохранения продуктивности более 0,94.
С 2002 г. ПСЖГ широко применяется на месторождениях страны в различных нефтяных и сервисных компаниях: ООО «РН-Пурнефтегаз», ОАО «Варьеганнефть», ОАО «Слав-нефть-Мегионнефтегаз», ООО «Уренгойгазпром», ООО «Орен-бурггазпром», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ЗАО «НТЦ Гео-технокин» и др. [2, 3].
Для оценки возможности применения ПСЖГ в скважинах с АНПД и после ГРП были проведены дополнительные исследования по фильтрации жидкости глушения через насыпную модель высокой проницаемости и определена степень загрязнения данным составом пачки проппанта. Эксперимент выполнен на установке HP-CFS (рис. 1) с использованием термостатированной насыпной модели пласта, набитой молотой фракцией кварцевого песка. Этим обеспечивалась заданная проницаемость пористой среды.
На подготовительном этапе модель насыщалась водой и определялся коэффициент проницаемости для воды. Затем вода вытеснялась керосином, т.е. создавалась модель углеводородонасы-щенного пласта с начальной водонасыщенностью. При выполнении основного этапа эксперимента вход модели соединяли с расположенным вертикально сосудом высокого давления, заполненным ПСЖГ. Подачей керосина в верхнюю часть сосуда обеспечивалась закачка несмешивающегося с ним, большего по плотности геля в пористую среду модели. Закачка проводилась при различных расходах (FIR) и температуре 85 °С, соответствующей условиям добывающих скважин, пробуренных в терригенных
104 04'2010 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Рис. 1. Установка для определения проводимости проппанта (трещины)
коллекторах некоторых месторождений Западной Сибири и Оренбургской области. Для исключения появления свободной газовой фазы перед нагревом модели до температуры опыта и началом фильтрации ПСЖГ выход модели соединялся с системой противодавления.
Из рис. 2 видно, что фильтрация геля ПСЖГ, состоящей из 4 кг ГПГ и 4 л СПРД на 1 м3 пресной воды, в пористую среду начинается только при перепадах давления более 6 МПа. ПСЖГ практически не загрязняет продуктивный пласт, что подтверждается экспериментальными исследованиями, проведенными на установке KCES-100 для определения проводимости проппанта. Установка KCES-100, разработанная компанией Corelab Instruments, предназначена для оценки эффективности использования проп-панта и закачиваемых жидкостей в процессе ГРП. Эксперименты проводятся при давлениях и температурах, моделирующих пластовые, а проводимость проппанта фракции BorProp 12/18 определяется при различных расходах и перепадах давления. Результаты исследований представлены ниже.
Загрузка проппанта, кг/м2..............................................................................9,76
Давление сжатия, МПа.......................................................................................13,8
Проводимость чистой пачки проппанта, мкм2-м, при температуре 85 °С, выдержке 20 ч под давлением и расходе, см3/мин:
10...................................................................................................................................9,863
15...................................................................................................................................9,865
20 ...................................................................................................................................9,867
Проводимость после закачки ПСЖГ, мкм2-м, при температуре 85 °С, общей выдержке 20 ч под давлением и расходе, см3/мин:
10...................................................................................................................................9,457
15...................................................................................................................................9,454
20 ...................................................................................................................................9,459
Коэффициент восстановления проводимости, %, при расходе, см3/мин:
10...................................................................................................................................95,89
15...................................................................................................................................95,84
20 ...................................................................................................................................95,87
Из приведенных данных видно, что коэффициент восстановления проводимости трещины после закачки ПСЖГ пре-
Рис. 2. Зависимость перепада давления Dp от относительного накоп-
вышает 95 %. Это позволяет рекомендовать ПСЖГ для глушения скважин после ГРП. Однако следует учесть, что глушение скважин после гидроразрыва пласта при АНПД не исключит фильтрацию геля в трещину, причем гель может заполнить всю трещину.
Объем геля, заполняющего трещину ГРП, определяется исходя из объема закачанного проппанта по формуле
V=(Q/G)■P,
где Q - масса проппанта, закачанного в скважину в процессе ГРП, т; 6=1,6-2 - насыпная масса проппанта, т/м3; Р=0,33 - пористость проппантной набивки.
При закачке в скважину в процессе ГРП 40 т проппанта объем геля составит около 7 м3. Если в процессе глушения используется меньший объем геля, то гель может заполнить лишь часть трещины, а при освоении произойдет ее блокада. При наличии близко расположенных водонасыщенных зон и конуса обводненности за счет большей подвижности воды скважина обводнится и выход ее на расчетный режим будет продолжительным.
В скважинах после большеобъемных, массированных и по-интервальных ГРП (несколько ГРП в одной скважине) расчетный объем ПСЖГ может достигать 50 м3 и более. В этом случае необходимо обосновать экономическую целесообразность данного метода глушения.
В 2002-2009 гг. в ООО «РН-Пурнефтегаз» было проведено более 1000 операций глушения добывающих скважин с использованием ПСЖГ. Работы выполнялись в скважинах, вскрывающих низкопроницаемые терригенные коллекторы с пластовой температурой 80-95 °С, склонные к набуханию глин. Глушение скважин водно-солевыми растворами значительно снижало их дебит нефти, увеличивало обводненость продукции, а время вывода на режим изменялось от одной до нескольких недель. Особенно успешно глушение с ПСЖГ проводилось в скважинах с высоким газовым фактором (от 300 до 1000 м3/т) на Харампурском месторождении (Северный и Южный купола).
Анализ вывода скважин на режим после глушения с ПСЖГ показал, что средний дебит нефти на одну скважину был увеличен на 3,6 т/сут, средняя обводненность возросла лишь на 0,7 % (рис. 3), средняя продолжительность вывода скважины на режим составила 2,2 сут.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 04'2010 105
1,51
Рис. 3. Изменение обводненности продукции до и после проведения 569 глушений скважин в 2002-2007 гг.
При глушении скважин с АНПД необходимо, чтобы жидкость глушения имела низкую плотность и в то же время обеспечивала противодавление на пласт на протяжении всего ремонта. Для решения данной проблемы специалистами РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ООО «Оренбурггазпром» разработан аэрированный гель («твердая пен
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.