УДК 622.276.7
© Коллектив авторов,1998
Ю.В.Баранов, И.Х.Зиятдинов, Т.Г.Валеева, М.М.Хакимзянова, Ш.М.Абдрашитов (ОАО «НИИнефтепромхим»)
Разработка и опытно-промысловые испытания модифицированной жидкости СНПХ-3120М для глушения
скважин
Y.V.Baranov, I.H.Ziyatdinov, T.G.Valeev, M.M.Hakimzianova, Sh.M.Abdrashitov (OAO "NMneftepromhim")
Г
Development and field pilot tests of modified fluid SNPX-3120M for well killing
Presented are the results of field tests of killing fluid SNPX-3120M in the wells of AO "Surgutneftegas" Fedorovskoye and Dunaevskoye fields. The efficiency of its application for killing the wells with abnormal geological-production parameters is stated.
лушение скважин является одной из наиболее распространенных и необходимых операций при добыче нефти, поскольку обычно любым видам ремонтных работ в скважине предшествует технологический процесс ее глушения.
Эффективность глушения скважин в значительной степени определяется физико-химическими свойствами жидкости глушения (плотностью, вязкостью) и ее типом (раствор, эмульсия, суспензия). Особое значение имеет способность жидкости глушения сохранять коллекторские свойства прискважинной зоны пласта после извлечения данной жидкости из ствола скважины. При неглубоком ее проникновении в поровое пространство коллектора продуктивность скважины после освоения может практически не измениться.
Традиционно применяемые жидкости глушения: водный раствор хлористого кальция, натрия и других солей обычно достаточно глубоко проникают в при-скважинную зону пласта, способствуя ее гидрофилизации и кольматации. Это осложняет освоение скважин, увеличивает срок ее выхода на режим, снижает дебит, а иногда приводит к потере дренируемо-сти призабойной зоны. В связи с этим постоянно ведутся работы по созданию жидкостей глушения, позволяющих сохранить коллекторские свойства пласта или снизить отрицательное их влияние за
счет модификации свойств либо дополнительных технологических приемов. Так, в качестве жидкостей глушения предлагается использовать углеводородные составы: побочные продукты нефтехимического производства [1]. Известно применение инвертных эмульсий для глушения скважин [2]. Положительным качеством предлагаемых составов является возможность сохранения коллекторских свойств пласта и гиидрофобности поверхности породы, что особенно важно при глушении добывающих скважин. Однако сложность приготовления эмульсионных составов, их нестабильность, относительно высокая стоимость и недостаточная надежность сдерживают широкое использование инвертных эмульсий для глушения скважин. Кроме того, эмульсионные составы неприменимы для глушения скважин с газопроявлениями, поскольку появление газовой фазы может нарушить термодинамическое равновесие эмульсионной системы, вызвав ее разрушение с образованием гидрофобной и гидрофильной фаз, а последняя в свою очередь, может снизить эксплуатационные качества добывающей скважины. Предложения использовать для глушения скважин гелеобразные составы на основе неорганических компонентов [3] или проводить глушение с применением вязкоупругих составов, в том числе модифицированных [4], не находят откли-
ка, поскольку отсутствуют сведения о широкомасштабных испытаниях и эффективном применении данных составов и технологий.
Значительно осложняется глушение скважин с аномальными пластовыми условиями, доля которых превалирует в случае сложнопостроенных нефтегазовых залежей. Эти скважины одновременно вскрывают пласты низкой и высокой проницаемости, подгазовые зоны и нефтяные пласты с нефтью с высоким газовым фактором. При глушении этих скважин возникает необходимость блокировки газопроявляющего или поглощающего интервала пласта при одновременном сохранении коллекторских свойств низкопроницаемых нефтенасы-щенных прослоев. Используемые жидкости глушения обычно представляют собой глинистые растворы, жидкости с утяжелителями или крупнодисперсными добавками. Применение их требует при освоении скважины проведения дополнительных операций по их извлечению. Например, введение в жидкость глушения карбонатного утяжелителя [5], который имеет невысокую стоимость и доступен, требует дополнительной солянокислот-ной обработки скважины с установлением кислотной ванны, которая иногда нежелательна из-за коррозии скважинного оборудования, находящегося длительное время в эксплуатации .
Таблица 1
Химический Марка Скорость Характер
реагент древесной фильтрации, фильтрации
муки/ высота см3/с
ее слоя, см
Вода 120/1 5,3 Фильтруется весь объем
120/2 2,4 То же
120/3 1,4 - " -
180/1 7,7 - " -
180/2 2,5 - " -
Раствор 120/1 3,3 - " -
хлористого 120/2 1,5 - " -
кальция 120/3 0,6 - " -
180/1 4,0 - " -
180/2 1,2 - " -
СНПХ-3120 120/1 0,002 Затухание через 30 мин
после фильтрации
15 см3 реагента
120/3 0,002 Затухание через 20 мин
после фильтрации
16 см3 реагента
180/1 0,003 Затухание через 20 мин
180/2 0,003 после фильтрации
20 см3 реагента
Достаточно высокоэффективными в различных геолого-промысловых условиях глушения скважины являются составы технологической жидкости типа
СНПХ-3100: марок СНПХ-3110, СНПХ-3120, СНПХ-3130, разработанные в ОАО "НИИнефтепромхим" с участием авторов данной статьи. Составы предназначены для глушения скважин с различными пластовыми давлениями, для этого плотность указанных жидкостей изменяется в интервале 12501350 кг/м3 [6]. Промысловые испытания показали высокую эффективность данных жидкостей в различных геолого-физических и климатических условиях. Однако при глушении скважин со сложными геолого-промысловыми характеристиками эти жидкости также не проявили желаемого эффекта, поэтому нами была поставлена задача разработать высокоэффективные состав и способ глушения на базе жидкостей типа СНПХ-3100. Задача решается с помощью блокирования интервала перфорации при замене скважинной жидкости блокирующей жидкостью СНПХ-3100, модифицированной древесной мукой, которая частично задавливается в прискважин-ную зону. Для этого над блокирующей жидкостью помещается задавочная,
плотность которой меньше плотности блокирующей. Объем блокирующей жидкости и глубина ее продав-ки в прискважин-ную зону зависят от геолого-физических параметров пласта и эксплуатационных характеристик конкретной скважины. Блокирование поглощающего интервала перфорации достигается за счет образования фильтрационной корки (слоя) из древесной муки.
Древесная мука представляет собой продукт сухого механического размола отходов дере-воперерабатывающей промышленности. Выпускается он различных марок: 120, 180, 250, 500 и Т. Степень помола снижается с увеличением цифрового индекса марки, одновременно возрастает средний размер частиц муки. Древесная мука полидисперсна по размерам частиц, размер их колеблется от нескольких до сотен микрон и по форме они немного изометрич-ны. Поверхностная структура частиц высокоразвита за счет наличия распущенных коротких волокнистых ответвлений (фибрилл). Это свойство, а также способность набухать в воде позволяют при фильтрации растворов древесной муки через пористые среды образовывать фильтрационные корки с достижением полного затухания фильтрации.
Приготовление модифицированной жидкости СНПХ-3100 не требует специального оборудования и может осуществляться на устье скважины или солера-створном узле.
Для разработки состава технологической жидкости, модифицированного древесной мукой, и обоснования его применимости при глушении скважин нами проводились лабораторные исследования. Прежде всего была определена се-диментационная устойчивость муки различных марок в технологической жидкости марки СНПХ-3120. Установлено, что мука мелкого помола при массовом содержании 1 - 10% образует суспензию, стабильную в течение 5 дней, мука с более крупной степенью помола седимента-ционно устойчива в течение суток.
Далее проводились эксперименты по изучению фильтрации суспензий древесной муки в воде, водном растворе СаС^ и жидкости СНПХ-3120. Два варианта экспериментов выполнялись на установке, состоящей из цилиндрической модели, которая заполнялась древесной мукой определенной степени помола, и подключенной к вакуумному насосу, создающему разрежение до 15 мм рт. ст. В первом варианте модель заполнялась слоем древесной муки фиксированной толщины. Через модель прокачивались исследуемые составы в объеме по 100 см3 (вода и раствор хлористого кальция) или до затухания фильтрации (жидкость СНПХ-3120). По полученным результатам рассчитывалась скорость фильтрации реагентов в зависимости от высоты слоя древесной муки и степени ее помола (табл.1). Из табл.1 видно, что затухание фильтрации наблюдается только при прокачке реагента СНПХ-3120, причем увеличение дисперсности древесной муки несколько повышает скорость фильтра-
Таблица 2
Марка Массовое Скорость Высота слоя Характер
древесной содержание фильтрации, древесной муки, фильтрации
муки муки, % см3/с мм
- - 0,0041 - Медленная фильтрация
120 1 0,0035 7 Затухание через 30 мин
120 2 0,0020 12 То же
120 5 0,0031 12 Затухание через 20 мин
180 1 0,0024 9 Затухание через 40 мин
40 2/1998
Таблица 3
Показатели фильтрации при глушении Показатели фильтрации при отмыве
Химичекий Массовое Проницаемость, мкм2 Объем Давление Характер процесса Проницаемость, Давление фильтрации Характер процесса
продукт содержание муки, % закачки реагентов, см3 прекращения фильтрации, МПа мкм2 воды после восстановления фильтрации, МПа
Вода 2,50 4,81 10,80 - Фильтрация - - -
Раствор 2,50 6,00 6,20 - - - -
хлористого
кальция
СНПХ-3120 2,50 6,00 0,23 Глушение 0,12 0,10 Нет полного восстановления проницаемости
СНПХ-3120 2,50 10,40 11,00 - Фильтрация 10,0 0,05 Восстановление проницаемости
СНПХ-3120 5,0 8,40 0,30 1,60 Глушение 8,40 0,05 То же
СНПХ-3120 5,0 10,00 7,00 1,40 Неполное глушение 0,28 0,06 Нет полного восстановления проницаемости
СНПХ-3120 10,00 10,50 0,30 1,60 Глушение 0,16 0,10 То же
СНПХ-3120 10,00 12,70 1,60 1,00 Неполное глушение 12,50 0,05 Восстановление проницаемости
ции. Наблюдается четкая зависимость скорости фильтрации от высоты слоя древесной муки
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.