Подбор и модификация тяжелых жидкостей глушения
Никулин В.Ю., Мукминов Р.Р., Нигматуллин Т.Э., Мухаметов Ф.Х., Хазиев Л.Б., Субхангулов А.Р., Захаржевский Ю.А., Савчук Д.В., Курманчук Н.С.
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
В статье рассмотрены особенности и осложнения при глушении газовых скважин в условиях ачимовских коллекторов (пласты Ач3-4 и Ач52-3 Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков). В частности, при глушении происходит интенсивное поглощение жидкостей, снижение продуктивности скважин, коррозионное воздействие на внутрискважинное оборудование и потеря стабильности в условиях высоких температур. Определена зависимость изменения скин-фактора от плотности базового полимер-глинистого бурового раствора, используемого при глушении скважин. На основании проведенного комплекса лабораторных исследований установлено, что модифицированные высокоплотные растворы на основе смеси хлорида и нитрата кальция (плотностью 1 600 кг/м3) и смеси хлорида цинка и бромида кальция (плотностью 1 910 кг/м3) обеспечивают высокое восстановление проницаемости модели пласта после глушения.
Введение
В настоящее время наблюдается увеличение доли месторождений, эксплуатирующих высокотемпературные пласты с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). В большинстве случаев данные коллекторы являются водочувствительными, и при наличии риска поглощения жидкости глушения происходит значительное снижение продуктивности скважин [1–3]. Ввиду этого все более актуальной становится задача поиска эффективных технологий глушения скважин в условиях АВПД, позволяющих минимизировать негативное влияние технологических жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) призабойной зоны пласта (ПЗП) при проведении ремонта.
Терригенные ачимовские коллекторы Уренгойского месторождения, эксплуатируемые
АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» (Ново-Уренгойский и Восточно-Уренгойский лицензионные участки), характеризуются высокой пластовой температурой (до 113 °С) и сверхнизкой проницаемостью матрицы (менее 1,2×10-3 мкм2), что обусловливает широкое применение гидравлического разрыва пласта (ГРП) (более 95 % фонда скважин). Пластовое давление изменяется в широком диапазоне (21,6–58,7 МПа при глубине по вертикали 3 240–3 770 м) — имеются как зоны аномально низкого давления (АНПД), так и АВПД (рис. 1 — расчетная плотность жидкости глушения скважин (ЖГС) изменяется в диапазоне от 0,61 до 1,81). В совокупности наличие данных факторов, осложняющих глушение скважин, приводит к интенсивным поглощениям технологических жидкостей, потере продуктивности скважин и рискам возникновения газонефтеводопроявлений.
Терригенные ачимовские коллекторы Уренгойского месторождения, эксплуатируемые
АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» (Ново-Уренгойский и Восточно-Уренгойский лицензионные участки), характеризуются высокой пластовой температурой (до 113 °С) и сверхнизкой проницаемостью матрицы (менее 1,2×10-3 мкм2), что обусловливает широкое применение гидравлического разрыва пласта (ГРП) (более 95 % фонда скважин). Пластовое давление изменяется в широком диапазоне (21,6–58,7 МПа при глубине по вертикали 3 240–3 770 м) — имеются как зоны аномально низкого давления (АНПД), так и АВПД (рис. 1 — расчетная плотность жидкости глушения скважин (ЖГС) изменяется в диапазоне от 0,61 до 1,81). В совокупности наличие данных факторов, осложняющих глушение скважин, приводит к интенсивным поглощениям технологических жидкостей, потере продуктивности скважин и рискам возникновения газонефтеводопроявлений.
Рис. 1. Распределение эксплуатационного фонда скважин АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» по расчетной плотности ЖГС
Особые сложности при подборе ЖГС возникают именно для условий АВПД, так как возникает необходимость глушения скважин растворами высокой плотности. Большинство тяжелых жидкостей глушения (ТЖГ) имеют повышенную коррозионную активность, что также усугубляется высокими пластовыми температурами. Зачастую возникает необходимость поиска дополнительных модификаторов с целью снижения скорости коррозии стали в ТЖГ в данных конкретных условиях и обеспечения совместимости растворов с пластовыми водами. Особое внимание следует уделять стабильности выбранных составов в условиях высоких пластовых температур.
При подборе ТЖГ и блокирующих составов глушения (БСГ) применительно к лицензионным участкам АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
основными осложняющими факторами являются:
• обеспечение термостабильности составов;
• необходимость модификации составов с целью достижения соответствия их технологических свойств требованиям, предъявляемым к ЖГС.
Еще одним немаловажным фактором, влияющим на доступность и целесообразность применения ТЖГ, является высокая стоимость используемых солей [4, 5].
При подборе ТЖГ и блокирующих составов глушения (БСГ) применительно к лицензионным участкам АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
основными осложняющими факторами являются:
• обеспечение термостабильности составов;
• необходимость модификации составов с целью достижения соответствия их технологических свойств требованиям, предъявляемым к ЖГС.
Еще одним немаловажным фактором, влияющим на доступность и целесообразность применения ТЖГ, является высокая стоимость используемых солей [4, 5].
Базовые технологии глушения, применяемые
на месторождении
на месторождении
Поскольку освоение ачимовских отложений существенно сложнее, чем освоение традиционных пород-коллекторов, стандартные технологии, применяемые при ремонте скважин, зачастую не позволяют достичь положительных результатов [6]. В условиях низкопроницаемых коллекторов применение типовых ЖГС, как правило, не обеспечивает сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, представленных терригенными отложениями, и приводит к значительному увеличению продолжительности процесса вызова притока углеводородов после ремонта и снижению продуктивности скважин после глушения. Часто возникает необходимость восстановления продуктивности скважин, что приводит к дополнительным затратам [7, 8].
Можно выделить следующие ЖГС и БСГ, опыт применения которых имеется на объектах
АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» (табл. 1):
Можно выделить следующие ЖГС и БСГ, опыт применения которых имеется на объектах
АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» (табл. 1):
Табл. 1. Опыт глушения скважин на объектах АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
• полимер-глинистый буровой раствор (ПГБР) с баритом плотностью
до 1,80 г/см3 — базовая технология (~80 % операций глушения скважин);
• классические солевые растворы хлоридов (калия, натрия и кальция) плотностью 1,02–1,28 г/см3 — базовая технология (~20 % операций глушения скважин, преобладает применение раствора хлорида кальция);
• ТЖГ на основе смеси минеральных солей (хлорида кальция, хлорида цинка, нитрата или бромида кальция) — неуспешный опыт при единичных скважино-операциях, связанный с высокой коррозионной агрессивностью;
• БСГ с применением вязкоупругих составов (ВУС) на основе сшитых биополимеров (высокомолекулярная ксантановая смола) и суспензий на основе биополимеров с добавлением карбоната кальция и волокнистого материала — единичные операции в условиях АНПД при возникновении рисков поглощений.
до 1,80 г/см3 — базовая технология (~80 % операций глушения скважин);
• классические солевые растворы хлоридов (калия, натрия и кальция) плотностью 1,02–1,28 г/см3 — базовая технология (~20 % операций глушения скважин, преобладает применение раствора хлорида кальция);
• ТЖГ на основе смеси минеральных солей (хлорида кальция, хлорида цинка, нитрата или бромида кальция) — неуспешный опыт при единичных скважино-операциях, связанный с высокой коррозионной агрессивностью;
• БСГ с применением вязкоупругих составов (ВУС) на основе сшитых биополимеров (высокомолекулярная ксантановая смола) и суспензий на основе биополимеров с добавлением карбоната кальция и волокнистого материала — единичные операции в условиях АНПД при возникновении рисков поглощений.
Для первичной оценки степени влияния загрязнения ПЗП при использовании ПГБР проведен анализ изменения скин-фактора после глушения скважин без дополнительных геолого-технических мероприятий (плотность ПГБР более 1,15 г/см3). В данном случае в процессе интерпретации результатов исследований интегральный скин-фактор был разделен на две составляющие: характеризующие состояние притрещинной зоны при создании дополнительного фильтрационного сопротивления между скважиной и пластом и характеризующие влияние ПГБР на трещину ГРП (рис. 2).
Рис. 2. Изменение скин-фактора при применении ПГБР
В большинстве случаев наблюдается изменение интегрального скин-фактора, на которое преобладающее влияние оказывает скин-фактор, характеризующий загрязнение трещин ГРП. Отмечается, что с увеличением плотности ПГБР, т.е. с увеличением содержания твердых частиц в ПГБР, интенсивнее происходит ухудшение фильтрационно-емкостных свойств ПЗП из-за проникновения раствора и оседания барита. Влияние ПГБР на изменение скин-фактора рассмотренных добывающих скважин Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков можно оценить следующими зависимостями:
где ∆S — изменение интегрального скин-фактора после глушения с применением ПГБР, д. ед.;
∆Sгеом — изменение скин-фактора, характеризующего влияние на трещину ГРП, после глушения
с применением ПГБР, д. ед.; ∆Sмех — изменение скин-фактора, характеризующего влияние на притрещинную зону пласта, после глушения с применением ПГБР, д. ед.; ρ — плотность ПГБР, г/см3.
Учитывая значительное снижение продуктивности добывающих скважин после применения базовых технологий глушения в условиях рассматриваемых объектов, необходимо провести комплекс исследований для подбора новых составов и технологий глушения, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств при проведении текущего и капитального ремонта скважин.
∆Sгеом — изменение скин-фактора, характеризующего влияние на трещину ГРП, после глушения
с применением ПГБР, д. ед.; ∆Sмех — изменение скин-фактора, характеризующего влияние на притрещинную зону пласта, после глушения с применением ПГБР, д. ед.; ρ — плотность ПГБР, г/см3.
Учитывая значительное снижение продуктивности добывающих скважин после применения базовых технологий глушения в условиях рассматриваемых объектов, необходимо провести комплекс исследований для подбора новых составов и технологий глушения, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств при проведении текущего и капитального ремонта скважин.
Для более детальной оценки влияния базовых ЖГС на продуктивность скважин проведены лабораторные исследования (ЛИ).
Также в рамках проводимых ЛИ необходимо выявить особенности проведения исследований, которые следует учесть при дальнейшем тестировании новых ТЖГ. Комплекс исследований состоял из следующих этапов:
1. Определение физико-химических свойств составов. Установлено, что скорость коррозии стали Ст3 в базовой ЖГС на основе хлорида кальция значительно превышает нормативный показатель и составляет 0,5 мм/год.
2. Определение влияния ЖГС на фильтрационные свойства пласта по оценке коэффициента восстановления проницаемости (kвосст) водонасыщенного керна по модели пластовой воды (МПВ). По результатам анализа выборки кернового материала принято решение провести исследования на образцах керна двух проницаемостей — 0,2×10-3 мкм2 и 0,8×10-3 мкм2. По результатам данных исследований коэффициенты восстановления проницаемости не превышают 92 % (рис. 3). Можно также отметить, что ПГБР оказывает более негативное влияние на керн, чем раствор хлорида кальция.
Также в рамках проводимых ЛИ необходимо выявить особенности проведения исследований, которые следует учесть при дальнейшем тестировании новых ТЖГ. Комплекс исследований состоял из следующих этапов:
1. Определение физико-химических свойств составов. Установлено, что скорость коррозии стали Ст3 в базовой ЖГС на основе хлорида кальция значительно превышает нормативный показатель и составляет 0,5 мм/год.
2. Определение влияния ЖГС на фильтрационные свойства пласта по оценке коэффициента восстановления проницаемости (kвосст) водонасыщенного керна по модели пластовой воды (МПВ). По результатам анализа выборки кернового материала принято решение провести исследования на образцах керна двух проницаемостей — 0,2×10-3 мкм2 и 0,8×10-3 мкм2. По результатам данных исследований коэффициенты восстановления проницаемости не превышают 92 % (рис. 3). Можно также отметить, что ПГБР оказывает более негативное влияние на керн, чем раствор хлорида кальция.
Рис. 3. Коэффициент восстановления проницаемости моделей пористых сред по воде и газу после воздействия на них базовых ЖГС
3. Дополнительно для сравнения проведены опыты по фильтрации более подвижной газовой фазы после воздействия ЖГС на керне с большей проницаемостью (0,8×10-3 мкм2), коэффициент восстановления проницаемости для которой должен оказаться выше, чем для МПВ. Данное предположение было подтверждено, получены значения 99–100 %, что коррелирует с результатами гидродинамических исследований — влияние базовых ЖГС на породу за трещиной ГРП значительно ниже общего снижения продуктивности скважины. Тем не менее в условиях малых проницаемостей, где при измерении газопроницаемости наиболее заметно отклонение от закона Дарси из-за эффекта скольжения газа, проведение подобных исследований для оценки влияния жидкостей на ФЕС образцов породы требует дополнительной проработки методики интерпретации результатов.
Таким образом, в дальнейших исследованиях при подборе новых ЖГС степень влияния высокоплотных солевых растворов на коллектор следует оценивать по параметру «Коэффициент восстановления проницаемости керна по МПВ» — не менее 92 %. Значения восстановления проницаемости по газу использовать для формирования рейтинга ТЖГ.
Для оценки механизма снижения продуктивности скважин проведены опыты по влиянию ПГБР на модель трещины ГРП (проппантная набивка) при фильтрации различных флюидов, по результатам которых также отмечаются высокие коэффициенты восстановления проницаемости (МПВ — 98 %, керосин — 96 %, газ — 97 %). Полученные данные свидетельствуют о высокой степени выноса ПГБР из модели трещины ГРП при фильтрации газа.
В данном случае при интерпретации полученных результатов следует учитывать, что исследования проведены на модели проппантной пачки. Следовательно, при проведении фильтрационного тестирования частицы ПГБР проникают в проппант и затем быстро вымываются (скорость фильтрации газа, которую можно создать на фильтрационной установке, составляет 0,17–1,70 м/ч). Но в условиях скважины ПГБР проникает сначала в трещину ГРП, а его фильтрат — также и в породу за трещиной. В областях на границе «проппант — порода», где скапливается наибольшее количество частиц ПГБР, будет минимальная скорость фильтрации газа в трещине ГРП при освоении (расчетные значения по данным дебитов скважин и геометрических параметров трещин ГРП — 0,06 м/ч и более), что приведет к низкому качеству извлечения ПГБР и увеличению неоднородности трещины ГРП (рис. 4). Для сравнения: на границе «трещина ГРП — скважина» скорость фильтрации газа составляет 1,75–9,26 м/с. Это и наблюдается по результатам гидродинамических исследований — наиболее негативное воздействие раствор оказывает именно на трещину.
Таким образом, в дальнейших исследованиях при подборе новых ЖГС степень влияния высокоплотных солевых растворов на коллектор следует оценивать по параметру «Коэффициент восстановления проницаемости керна по МПВ» — не менее 92 %. Значения восстановления проницаемости по газу использовать для формирования рейтинга ТЖГ.
Для оценки механизма снижения продуктивности скважин проведены опыты по влиянию ПГБР на модель трещины ГРП (проппантная набивка) при фильтрации различных флюидов, по результатам которых также отмечаются высокие коэффициенты восстановления проницаемости (МПВ — 98 %, керосин — 96 %, газ — 97 %). Полученные данные свидетельствуют о высокой степени выноса ПГБР из модели трещины ГРП при фильтрации газа.
В данном случае при интерпретации полученных результатов следует учитывать, что исследования проведены на модели проппантной пачки. Следовательно, при проведении фильтрационного тестирования частицы ПГБР проникают в проппант и затем быстро вымываются (скорость фильтрации газа, которую можно создать на фильтрационной установке, составляет 0,17–1,70 м/ч). Но в условиях скважины ПГБР проникает сначала в трещину ГРП, а его фильтрат — также и в породу за трещиной. В областях на границе «проппант — порода», где скапливается наибольшее количество частиц ПГБР, будет минимальная скорость фильтрации газа в трещине ГРП при освоении (расчетные значения по данным дебитов скважин и геометрических параметров трещин ГРП — 0,06 м/ч и более), что приведет к низкому качеству извлечения ПГБР и увеличению неоднородности трещины ГРП (рис. 4). Для сравнения: на границе «трещина ГРП — скважина» скорость фильтрации газа составляет 1,75–9,26 м/с. Это и наблюдается по результатам гидродинамических исследований — наиболее негативное воздействие раствор оказывает именно на трещину.
Рис. 4. Загрязнение ПЗП при глушении скважины ПГБР
Лабораторные исследования ТЖГ
При подборе ЖГС высокой плотности для условий АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» могут быть реализованы следующие подходы.
1. Разработка рецептуры ТЖГ на основе доступных на рынке индивидуальных тяжелых солей [9] с добавлением модификаторов: ингибиторов коррозии (ИК), ингибиторов солеотложения (ИСО), гидрофобизаторов. По результатам аналогичных исследований, проведенных в
ООО «Газпромнефть НТЦ», в условиях больших объемов потребления растворов высокой
плотности и широкого круга объектов исследователями принято решение по разработке собственных рецептур ТЖГ, адаптированных к конкретным условиям [10].
2. Подбор и модификация товарных марок ТЖГ, представленных на рынке. Поскольку нашей задачей является подбор комплексной технологии глушения для максимального диапазона пластовых давлений в условиях одного объекта при минимальных затратах времени и ресурсов,
в рамках проводимых исследований данное направление подбора составов является ключевым.
ТЖГ для проведения ЛИ были выбраны с учетом имеющегося в АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» опыта применения солевых растворов. В первую очередь было определено соответствие технологических свойств альтернативных ЖГС техническим условиям.
Исследования существенно осложнила проблема низкого качества реагентов, предоставляемых поставщиками технологий для приготовления высокоплотных ЖГС. Так, две ТЖГ с плотностью
1,80 и 1,85 г/см3 не были допущены к ЛИ по причине невозможности приготовления растворов с заявленной производителем плотностью. В обоих случаях при приготовлении рассолов наблюдалось выпадение осадка из нерастворимых солей в количестве до 30 % от общего объема
ТЖГ (рис. 5).
1. Разработка рецептуры ТЖГ на основе доступных на рынке индивидуальных тяжелых солей [9] с добавлением модификаторов: ингибиторов коррозии (ИК), ингибиторов солеотложения (ИСО), гидрофобизаторов. По результатам аналогичных исследований, проведенных в
ООО «Газпромнефть НТЦ», в условиях больших объемов потребления растворов высокой
плотности и широкого круга объектов исследователями принято решение по разработке собственных рецептур ТЖГ, адаптированных к конкретным условиям [10].
2. Подбор и модификация товарных марок ТЖГ, представленных на рынке. Поскольку нашей задачей является подбор комплексной технологии глушения для максимального диапазона пластовых давлений в условиях одного объекта при минимальных затратах времени и ресурсов,
в рамках проводимых исследований данное направление подбора составов является ключевым.
ТЖГ для проведения ЛИ были выбраны с учетом имеющегося в АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» опыта применения солевых растворов. В первую очередь было определено соответствие технологических свойств альтернативных ЖГС техническим условиям.
Исследования существенно осложнила проблема низкого качества реагентов, предоставляемых поставщиками технологий для приготовления высокоплотных ЖГС. Так, две ТЖГ с плотностью
1,80 и 1,85 г/см3 не были допущены к ЛИ по причине невозможности приготовления растворов с заявленной производителем плотностью. В обоих случаях при приготовлении рассолов наблюдалось выпадение осадка из нерастворимых солей в количестве до 30 % от общего объема
ТЖГ (рис. 5).
Рис. 5. Внешний вид ТЖГ, не допущенных до комплекса ЛИ: происходит выпадение осадка, снижение целевой плотности ТЖГ
Рецептуры двух других исследуемых ТЖГ потребовали дополнительной модификации с учетом их применимости к условиям месторождений АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ».
Исследования проводились в три этапа:
1. анализ технической документации;
2. определение технологических свойств (коррозионная агрессивность, объемное расширение керна, температура застывания, совместимость с пластовыми и технологическими жидкостями, плотность, коэффициент восстановления проницаемости) (табл. 2, рис. 6);
3. обработка и анализ результатов.
Исследования проводились в три этапа:
1. анализ технической документации;
2. определение технологических свойств (коррозионная агрессивность, объемное расширение керна, температура застывания, совместимость с пластовыми и технологическими жидкостями, плотность, коэффициент восстановления проницаемости) (табл. 2, рис. 6);
3. обработка и анализ результатов.
Табл. 2. Результаты исследований растворов глушения
Рис. 6. Коэффициент восстановления проницаемости моделей пористых сред по МПВ и газу после воздействия на них ТЖГ
ТЖГ № 1 (плотность 1,60 г/см3)
Первым тяжелым раствором, допущенным к дальнейшим исследованиям, стала жидкость на основе хлорида и нитрата кальция плотностью 1,60 г/см3. Исходная рецептура, предложенная поставщиком технологии, не соответствовала нормативному показателю «скорость коррозии». После подбора ИК выявлено осложнение в виде несовместимости с МПВ, что также было решено подбором ИСО после проведения ряда исследований. После модификации и проведения фильтрационных исследований (рис. 6, коэффициент восстановления проницаемости 92–96 %) состав допущен к промысловым испытаниям в качестве альтернативной ЖГС. При совместном использовании ТЖГ № 1 и соляной кислоты или глинокислоты имеется риск разрушения ЖГС (выделение газа, образование взвеси белого цвета, изменение цвета ТЖГ) — необходимо предусмотреть применение буферной жидкости. Следует отметить, что вопрос совместимости ТЖГ с пластовыми водами также может быть решен не подбором ИСО, а варьированием массового соотношения компонентов раствора и изменением pH [11], но в условиях тестирования товарных марок проблема решена подбором ингибиторов.
ТЖГ № 2 (плотность 1,91 г/см3)
Следующая жидкость, прошедшая входной контроль, — на основе смеси хлорида цинка и бромида кальция плотностью 1,91 г/см3.
Исходная рецептура не соответствовала нормативным показателям «скорость коррозии» и «объемное расширение керна при контакте с раствором глушения». И если проблема высокой скорости коррозии была решена подбором ИК, то для снижения объемного расширения керна принято решение закачки оторочки хлорида калия (KCl) в качестве ингибитора набухания глин. При проведении фильтрационных исследований было установлено, что коэффициент восстановления проницаемости керна, предварительно обработанного раствором KCl, по МПВ после воздействия на него раствора ТЖГ № 2 составляет 103–114 % (рис. 6). В опытах, проведенных без предварительной закачки в керн раствора KCl, коэффициент восстановления проницаемости достигал
значений 116–153 %.
Данный эффект увеличения исходной проницаемости керна требует проведения специальных исследований для дальнейшего изучения, но, возможно, объясняется растворением карбонатной составляющей керна — pH раствора ~2–3, и, в отличие от ТЖГ № 1, данная жидкость совместима с соляной кислотой. Косвенно данный механизм подтверждается опытами с предварительной закачкой оторочки раствора хлорида калия, который частично нейтрализует воздействие жидкости глушения на породу. Также в исходной рецептуре ТЖГ № 2 могут присутствовать различные компоненты, такие как ПАВ, ИК, которые могут способствовать промывке пор керна и, как следствие, увеличению его исходной проницаемости.
Исходная рецептура не соответствовала нормативным показателям «скорость коррозии» и «объемное расширение керна при контакте с раствором глушения». И если проблема высокой скорости коррозии была решена подбором ИК, то для снижения объемного расширения керна принято решение закачки оторочки хлорида калия (KCl) в качестве ингибитора набухания глин. При проведении фильтрационных исследований было установлено, что коэффициент восстановления проницаемости керна, предварительно обработанного раствором KCl, по МПВ после воздействия на него раствора ТЖГ № 2 составляет 103–114 % (рис. 6). В опытах, проведенных без предварительной закачки в керн раствора KCl, коэффициент восстановления проницаемости достигал
значений 116–153 %.
Данный эффект увеличения исходной проницаемости керна требует проведения специальных исследований для дальнейшего изучения, но, возможно, объясняется растворением карбонатной составляющей керна — pH раствора ~2–3, и, в отличие от ТЖГ № 1, данная жидкость совместима с соляной кислотой. Косвенно данный механизм подтверждается опытами с предварительной закачкой оторочки раствора хлорида калия, который частично нейтрализует воздействие жидкости глушения на породу. Также в исходной рецептуре ТЖГ № 2 могут присутствовать различные компоненты, такие как ПАВ, ИК, которые могут способствовать промывке пор керна и, как следствие, увеличению его исходной проницаемости.
Оценено влияние базовых растворов глушения (ПГБР, раствор хлорида кальция) на снижение проницаемости горной породы терригенного коллектора Ач3-4 и Ач52-3 Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков по данным гидродинамических и лабораторных исследований. Определена зависимость изменения скин-фактора после применения ПГБР при глушении скважин от плотности используемого раствора. Выявлено, что с увеличением плотности раствора пропорционально снижается проницаемость.
Для проведения экспериментальных исследований выбраны комбинированные высокоплотные солевые растворы на основе смеси хлорида и нитрата кальция (плотностью 1 600 кг/м3) и смеси хлорида цинка и бромида кальция (плотностью 1 910 кг/м3). Определены физико-химические свойства отобранных для исследований растворов для глушения скважин. Оценено влияние данных растворов на изменение проницаемости горной породы терригенного коллектора Ач3-4 и Ач52-3 Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков. После модификации рецептур ТЖГ № 1–2 рекомендованы к промысловым испытаниям для глушения скважин с сохранением продуктивности при ремонте. Для ТЖГ № 2 отмечен эффект увеличения исходной проницаемости керна, который, возможно, объясняется растворением карбонатной составляющей породы.
Для проведения экспериментальных исследований выбраны комбинированные высокоплотные солевые растворы на основе смеси хлорида и нитрата кальция (плотностью 1 600 кг/м3) и смеси хлорида цинка и бромида кальция (плотностью 1 910 кг/м3). Определены физико-химические свойства отобранных для исследований растворов для глушения скважин. Оценено влияние данных растворов на изменение проницаемости горной породы терригенного коллектора Ач3-4 и Ач52-3 Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков. После модификации рецептур ТЖГ № 1–2 рекомендованы к промысловым испытаниям для глушения скважин с сохранением продуктивности при ремонте. Для ТЖГ № 2 отмечен эффект увеличения исходной проницаемости керна, который, возможно, объясняется растворением карбонатной составляющей породы.
Полученные результаты позволяют описать механизм загрязнения трещины ГРП при глушении газовых скважин полимер-глинистым буровым раствором в условиях ачимовских коллекторов Ново-Уренгойского и Восточно-
Уренгойского лицензионных участков и рекомендовать для применения модифицированные высокоплотные растворы на основе смеси хлорида и нитрата кальция (плотность 1 600 кг/м3) и смеси хлорида цинка и бромида кальция (плотностью 1 910 кг/м3).
Уренгойского лицензионных участков и рекомендовать для применения модифицированные высокоплотные растворы на основе смеси хлорида и нитрата кальция (плотность 1 600 кг/м3) и смеси хлорида цинка и бромида кальция (плотностью 1 910 кг/м3).
1. ЖГС высокой плотности не рекомендуется применять в условиях ачимовских коллекторов без модификации или обеспечения отсутствия контакта с пластовой водой, породой пласта и проппантом.
2. После модификации рецептуры ТЖГ № 1–2 рекомендованы к промысловым испытаниям для глушения скважин в условиях ачимовских коллекторов с сохранением продуктивности при ремонте. Эффект увеличения исходной проницаемости керна при контакте с ТЖГ № 2 требует дальнейшего более детального изучения.
2. После модификации рецептуры ТЖГ № 1–2 рекомендованы к промысловым испытаниям для глушения скважин в условиях ачимовских коллекторов с сохранением продуктивности при ремонте. Эффект увеличения исходной проницаемости керна при контакте с ТЖГ № 2 требует дальнейшего более детального изучения.
1. Акимов О.В., Здольник С.Е., Худяков Д.Л., Тяпов О.А., Гусаков В.Н., Краевский Н.Н. Технологии глушения скважин с гидроразрывом пласта в условиях аномально высоких и аномально низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2010. № 2. С. 92–95.
2. Гусаков В.Н., Краевский Н.Н., Хакимов А.Ф., Тропин А.Ю., Сахань А.В. Технология предупреждения поглощений при проведении текущего ремонта скважин в условиях низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2013. № 10. С. 50–51.
3. Вахрушев С.А., Гамолин О.Е., Беленкова Н.Г., Шайдуллин В.А., Ахмеров И.А. Особенности выбора технологий глушения скважин с высоким пластовым давлением на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча» // Нефтяное хозяйство. 2018. № 9. С. 111–115.
4. Кунакова А.М., Дурягин В.Н. Повышение экономической эффективности глушения скважин с использованием новых технологических жидкостей // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2016. № 2. С. 61–63.
5. Здольник С.Е., Хандрико А.Н., Аханкин О.Б., Латыпов А.Р., Гусаков В.Н., Телин А.Г., Литвиненко В.А. Глушение скважин с контролем поглощения в условиях интенсификации разработки терригенных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 11. С. 62–65.
6. Тишкевич С.В., Котов И.А., Коротченко А.Н., Петров А.А. Применение интеллектуальных систем при глушении скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (Ачимовские отложения) // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2022. Т. 7. № 2. С. 85–89.
7. Фоломеев А.Е., Вахрушев С.А., Хатмуллин А.Р., Малинин А.В., Ленченкова Л.Е., Туриянов А.Р., Давиденко И.С. Снижение негативного воздействия технологических жидкостей на продуктивные объекты Соровского месторождения путем их модификации // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2022. Т. 333. № 2. С. 26–37.
8. Фоломеев А.Е., Хатмуллин А.Р., Имамутдинова А.А., Мингалишев Ф.К.,
Шайхнуров М.Ф., Беленкова Н.Г., Апкаримова Г.И., Рахимова А.В., Макатров А.К. Адаптация технологии обработки призабойной зоны скважин для условий низкопроницаемых терригенных коллекторов // Нефть. Газ. Новации. 2022. № 8. С. 77–82.
9. Кунакова А.М., Карпов А.А., Макарова А.М. Разработка новых рецептур тяжелых жидкостей глушения плотностью до 1600 кг/м3 для условий месторождений «Газпром Нефти» // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. С. 34–38.
10. Кунакова А.М., Карпов А.А., Прудовская Н.А. Исследование товарных форм тяжелых жидкостей глушения плотностью до 1600 и 1800 кг/м3 для оценки возможности применения в условиях месторождений «Газпром нефти» // Нефтяное хозяйство. 2022. № 6. С. 76–81.
11. Al-Ibrahim A., Al-Bader H., Subban P., Duggirala V.S., Ayyavoo M.M. Preserving Great Discoveries by Using Non-Damaging Killing Fluid During the Temporary Abandonment of HPHT Exploratory Wells. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE, November 2018, SPE-192670-MS. (In Eng).
2. Гусаков В.Н., Краевский Н.Н., Хакимов А.Ф., Тропин А.Ю., Сахань А.В. Технология предупреждения поглощений при проведении текущего ремонта скважин в условиях низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2013. № 10. С. 50–51.
3. Вахрушев С.А., Гамолин О.Е., Беленкова Н.Г., Шайдуллин В.А., Ахмеров И.А. Особенности выбора технологий глушения скважин с высоким пластовым давлением на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча» // Нефтяное хозяйство. 2018. № 9. С. 111–115.
4. Кунакова А.М., Дурягин В.Н. Повышение экономической эффективности глушения скважин с использованием новых технологических жидкостей // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2016. № 2. С. 61–63.
5. Здольник С.Е., Хандрико А.Н., Аханкин О.Б., Латыпов А.Р., Гусаков В.Н., Телин А.Г., Литвиненко В.А. Глушение скважин с контролем поглощения в условиях интенсификации разработки терригенных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 11. С. 62–65.
6. Тишкевич С.В., Котов И.А., Коротченко А.Н., Петров А.А. Применение интеллектуальных систем при глушении скважин с аномально высокими пластовыми давлениями (Ачимовские отложения) // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2022. Т. 7. № 2. С. 85–89.
7. Фоломеев А.Е., Вахрушев С.А., Хатмуллин А.Р., Малинин А.В., Ленченкова Л.Е., Туриянов А.Р., Давиденко И.С. Снижение негативного воздействия технологических жидкостей на продуктивные объекты Соровского месторождения путем их модификации // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2022. Т. 333. № 2. С. 26–37.
8. Фоломеев А.Е., Хатмуллин А.Р., Имамутдинова А.А., Мингалишев Ф.К.,
Шайхнуров М.Ф., Беленкова Н.Г., Апкаримова Г.И., Рахимова А.В., Макатров А.К. Адаптация технологии обработки призабойной зоны скважин для условий низкопроницаемых терригенных коллекторов // Нефть. Газ. Новации. 2022. № 8. С. 77–82.
9. Кунакова А.М., Карпов А.А., Макарова А.М. Разработка новых рецептур тяжелых жидкостей глушения плотностью до 1600 кг/м3 для условий месторождений «Газпром Нефти» // Нефтяное хозяйство. 2021. № 12. С. 34–38.
10. Кунакова А.М., Карпов А.А., Прудовская Н.А. Исследование товарных форм тяжелых жидкостей глушения плотностью до 1600 и 1800 кг/м3 для оценки возможности применения в условиях месторождений «Газпром нефти» // Нефтяное хозяйство. 2022. № 6. С. 76–81.
11. Al-Ibrahim A., Al-Bader H., Subban P., Duggirala V.S., Ayyavoo M.M. Preserving Great Discoveries by Using Non-Damaging Killing Fluid During the Temporary Abandonment of HPHT Exploratory Wells. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE, November 2018, SPE-192670-MS. (In Eng).
Никулин В.Ю., Мукминов Р.Р., Нигматуллин Т.Э., Мухаметов Ф.Х., Хазиев Л.Б.,
Субхангулов А.Р., Захаржевский Ю.А.,
Савчук Д.В., Курманчук Н.С.
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
nikulinvy@bnipi.rosneft.ru
Субхангулов А.Р., Захаржевский Ю.А.,
Савчук Д.В., Курманчук Н.С.
ООО «РН-БашНИПИнефть»,
АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»
nikulinvy@bnipi.rosneft.ru
Анализ результатов применения технологий глушения на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском лицензионных участках. Обоснование выбора новой технологии на основе мирового опыта и результатов исследований базовых применяемых жидкостей. Физико-химические и фильтрационные исследования высокоплотных модифицированных солевых растворов в условиях рассматриваемого объекта.
Уренгойское месторождение, глушение скважин, газовые скважины, аномально высокое пластовое давление, высокая температура, поглощения, блокирующие составы, суспензии, модификация
11.05.2023
Никулин В.Ю., Мукминов Р.Р., Нигматуллин Т.Э., Мухаметов Ф.Х., Хазиев Л.Б., Субхангулов А.Р., Захаржевский Ю.А., Савчук Д.В., Курманчук Н.С. Снижение негативного влияния растворов глушения высокой плотности на продуктивность газовых скважин, эксплуатирующих ачимовские коллекторы. Часть 1. Подбор и модификация тяжелых жидкостей глушения // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 3. С. 52–57. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-3-52-57
УДК 622.276.7
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-3-52-57
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-3-52-57
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88