Глушение газовых скважин в условиях ачимовских коллекторов

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»

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) с применением блокирующих составов. На основании проведенного комплекса исследований установлено, что суспензионные блокирующие составы, загущенные ксантаном и крахмалом, применимы для блокирования призабойной зоны в условиях наличия трещин гидравлического разрыва пласта и выдерживают репрессию не менее 14 МПа. Подтверждена перспективность продолжения исследований блокирующих составов, загущенных поверхностно-активными веществами.
Введение
Данная работа является продолжением исследований [1], направленных на подбор и адаптацию новых эффективных технологий глушения в условиях ачимовских коллекторов посредством проведения комплекса аналитических и лабораторных исследований. Ранее было отмечено, что интенсивное поглощение полимер-глинистого бурового раствора (ПГБР) в трещины гидравлического разрыва пласта (ГРП) при глушении скважин приводит к значительному снижению продуктивности скважин, что требует применения модифицированных высокоплотных солевых растворов либо блокирующих составов глушения (БСГ) для минимизации поглощений и разобщения раствора глушения с продуктивным пластом.
Опыт глушения высокотемпературных скважин с применением БСГ
Для сохранения продуктивности скважин и разобщения тяжелой жидкости глушения (ТЖГ) с пластом, а также для уменьшения объема ТЖГ [1], который будет проникать в высокопроницаемую трещину ГРП при глушении, рассмотрена возможность применения БСГ (для обеспечения отсутствия контакта ТЖГ с пластом, или для борьбы с поглощениями). Основываясь на матрице принятия решений по выбору потенциально эффективных подходов для глушения скважин, исходя из совокупности условий, осложняющих проведение текущего и капитального ремонта
скважин [2, 3], следует отметить, что в условиях газовых скважин и высоких пластовых температур для блокирования призабойной зоны пласта (ПЗП) предпочтение следует отдавать вязкоупругим составам (ВУС) на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ)
и суспензиям с искусственно вводимой твердой фазой. Причем последние имеют приоритет в случаях наличия трещин ГРП. Применимость БСГ в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) определяется достижением целевой плотности в соответствии с коэффициентом аномальности пластового давления, но не менее плотности ТЖГ, либо минимизацией влияния данного параметра на эффективность блокирования (например, при формировании низкопроницаемой корки на стенке скважины).
В зарубежной практике встречается классификация условий, характеризующих коллекторы по температуре и давлению, в соответствии с которой рассматриваемые в данной работе пласты не относят к высокотемпературным (например, температура менее 150 °С, давление менее 69 МПа) [4]. Несмотря на это, успешный опыт применения технологий глушения в данных условиях ограничен, и в рамках поиска новых решений в данном обзоре высокотемпературными приняты условия, при которых температура пласта превышает 90 °С.
Рассмотрим опыт глушения скважин с применением БСГ в аналогичных условиях подробнее.
ВУС на основе полимеров
Более подробно описанный в опубликованных источниках опыт применения ВУС при глушении скважин представлен в работе [2]. Особое внимание следует обратить на успешное применение ВУС в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) на основе гуаровых полимеров в терригенных коллекторах с трещинами ГРП (месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз») и карбонатных трещиноватых коллекторах (месторождение им. Р. Требса) при температурах до 95 °С.
В области АВПД в отечественной практике отмечается применение БСГ на основе сшитых ксантана и полианионной целлюлозы (плотность до 1,5 г/см3) [5], а в зарубежной — карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы (Мексиканский залив) [6]. Отдельно следует отметить и случаи применения предварительно сшитого геля из гидроксиэтилцеллюлозы [7]. Состав готовится перед закачкой в скважину путем простого смешивания заранее приготовленного сшитого геля с солевым раствором в объемном соотношении один к одному. Также отмечается применимость предварительно сшитого геля термостойкого полимера на основе акриламида и ацетата хрома в качестве сшивателя [8]. Несмотря на то, что данные составы получили более широкое распространение для изоляции водопритока, их применение является одним из перспективных направлений глушения скважин в условиях значительных поглощений. При закачке предварительно сшитого геля, обладающего низкой вязкостью, вследствие увеличения температуры по стволу скважины гель постепенно набирает прочность ввиду образования ковалентной связи при протекании реакции с органическими сшивателями: полиэтиленимином или гексаметилентетрамином, либо с обоими реагентами. Зрелый полимерный гель обладает высокой вязкостью, прочностью и термической стабильностью при температуре 150 °C.
ВУС на основе ПАВ
При более высоких температурах и АВПД в зарубежной практике отмечается успешное применение ВУС на основе цвиттер-ионных ПАВ в газовых скважинах как с высокопроницаемым коллектором (Индонезия, Южно-Китайское море), так и при наличии трещин ГРП (Саудовская Аравия) или естественных трещин (месторождение Sichuan Basin, Китай). Успешность данных технологий объясняется большей термостабильностью по сравнению с полимерными композициями и меньшим риском ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП. Мицеллы, образующиеся в рассолах при загущении реагентами на основе ПАВ, имеют сетевую структуру, что придает составу повышенную вязкость и вязкоупругость.
Суспензии на водно-полимерной основе
Более подробно описанный в опубликованных источниках опыт применения суспензий при глушении скважин представлен в работе [3].
В ПАО «НК «Роснефть» в карбонатных коллекторах в условиях АНПД отмечено применение суспензий, загущенных смесью биополимеров (месторождение
им. Р. Требса, месторождения Оренбургской области). В терригенных коллекторах при АВПД широкое применение имеют составы, разработанные ООО «РН-БашНИПИнефть» —
БСГ-МК и БСГ-Галит, загущенные смесью ксантана и полианионной целлюлозы с кислото- или водорастворимым кольматантом [9, 10] (например, в ООО «РН-Юганскнефтегаз»).
В зарубежной практике описано успешное применение суспензии на основе гидроксиэтилцеллюлозы на месторождении Бомбей, отличающемся низкой вертикальной проницаемостью, с последующим проведением операции по ограничению притока воды. В качестве твердых частиц применяли кальцит, бентонит и/или ореховую скорлупу. На месторождениях Норвежской части Северного моря также применен термостойкий БСГ (на основе формиатов калия и натрия) с твердой фазой [11]. Отмечается, что применение линейных гелей без твердых частиц в высокотемпературных скважинах может снижать продуктивность, а для эффективного блокирования пласта потребуется не менее 120 кг/м3 твердых частиц требуемого фракционного состава.
В работе [12] описывается разработка высокотемпературного полимера-загустителя раствора на основе хлористого кальция и бромистого цинка с кольматантом. В качестве замены кстантана и сшитого крахмала разработан двухкомпонентный загуститель, который изготовлен из комбинации полимера и ПАВ.
Суспензии на эмульсионной основе
Данные системы — инвертные эмульсионные растворы (ИЭР), являются оптимальными ЖГС на нефтяной основе с высокой плотностью и низким содержанием твердых частиц, позволяющими минимизировать повреждения ПЗП. Заданная плотность ИЭР достигается за счет регулирования плотности водной фазы (тяжелого рассола). Например, в Норвежской части Северного моря испытаны ИЭР плотностью до 1,7 г/см3 (при использовании в качестве водной фазы раствора формиата цезия плотностью 2,2 г/см3) с концентрацией твердых частиц 60–90 кг/м3. По результатам опытно-промысловых испытаний первоначальная продуктивность скважины оказалась выше ожидаемой в 3–4 раза по сравнению с применением БСГ на водной основе
CaCl2/CaBr2. Основным недостатком ИЭР (кроме общих недостатков с растворами на углеводородной основе) является их обратимость при повышенном содержании твердой фазы. Также следует отметить сложности извлечения устойчивых обратных эмульсий из ПЗП, что в условиях низкопроницаемых коллекторов может существенно ухудшить состояние ПЗП и показатели эксплуатации скважин [13].
В качестве твердой фазы в эмульсионно-суспензионных составах для глушения скважин с трещиной ГРП описано также применение наночастиц с различными поверхностно-активными свойствами, которые позволяют создать множественную эмульсию [14].
Обобщение успешного опыта применения БСГ при высоких температурах и/или АВПД приведено в таблице 1

Табл. 1. Обобщение успешного опыта применения БСГ в условиях АВПД и/или высокотемпературных коллекторов
На основании обзора литературных источников потенциально применимыми БСГ в рассматриваемых условиях являются:
• суспензии на водной основе, загущенные термостойкими полимерами и/или вязкоупругими ПАВ;
• суспензии на эмульсионной основе (недостаток технологии — сложность подбора компонентов, требуют большого объема экспериментальных исследований);
• вязкоупругие составы, загущенные термостойкими полимерами и/или вязко-упругими ПАВ (недостаток технологии — меньшая эффективность при глушении в условиях наличия трещин ГРП по сравнению с суспензиями).

Следовательно, можно рекомендовать следующие технологии глушения:
1. Глушение скважины тяжелыми модифицированными солевыми растворами, оказывающими минимальное воздействие на ПЗП:
• без установки БСГ (при отсутствии риска поглощений);
• с установкой суспензионных БСГ для полной ликвидации поглощений.
2. Глушение скважины базовыми жидкостями глушения скважин (ЖГС) (ПГБР с баритом, раствор хлористого кальция с модификаторами) с установкой суспензионных БСГ для полной ликвидации поглощений (например, применение ПГБР и БСГ с добавлением карбоната кальция успешно сохранило продуктивность скважин с открытым стволом в высокотемпературном карбонатном коллекторе юрских залежей Кувейта [15]).
Лабораторные исследования (ЛИ) БСГ
Выбор составов для проведения комплекса ЛИ подразумевает проведение работ по определению эффективного типа блокирующего состава и соответствующих марок исходных реагентов [2]. Аналогично с ТЖГ [1], исследования существенно осложнила проблема низкого качества реагентов для приготовления высокоплотных БСГ: не все БСГ были допущены к полному циклу ЛИ в связи с разрушением при приготовлении на высокоплотных растворах в условиях высоких температур.
БСГ № 1 (плотность 1,45 г/см3)
Первым БСГ, допущенным к дальнейшим исследованиям, стал суспензионный состав, загущенный смесью ксантана и крахмала, плотностью 1,45 г/см3. Исходная рецептура, предложенная поставщиком технологии, полностью соответствовала требованиям ПАО «НК «Роснефть». Кривая эффективной вязкости БСГ, полученная на ротационном вискозиметре, представлена на рисунке 1. Условная вязкость, определенная на воронке ВБР-2, превышает 3 600 с.
Рис. 1. Кривые вязкости исследованных БСГ

Исходя из первоначальной цели применения БСГ (разобщение ТЖГ и пласта), эффективность применения БСГ оценивалась по параметру «Выдерживаемая репрессия» —
максимальный перепад давления, при котором отсутствует прорыв раствора глушения сквозь БСГ в трещину ГРП. Исследования подтвердили выдерживаемую репрессию не менее 14 МПа после блокирования модели трещины ГРП. В случае потенциальной применимости нескольких исследуемых БСГ рейтинг составов будет формироваться по параметру «Коэффициент восстановления проницаемости модели трещины ГРП» по углеводородной фазе (керосин или целевой флюид – газ), но не менее 96 % (значение, полученное по ПГБР). После проведения фильтрационных исследований (рисунок 2, коэффициент восстановления проницаемости модели из проппанта по газу и керосину 97–98 %) состав допущен к промысловым испытаниям.
Рис. 2. Коэффициент восстановления проницаемости моделей трещины ГРП по керосину и газу после воздействия на них БСГ

БСГ № 2 (плотность 1,60 г/см3)
Рецептура другого БСГ потребовала дополнительной модификации с учетом применимости к месторождениям АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ». Плотность суспензионного состава, загущенного крахмалом, равна 1,60 г/см3. Кривая эффективной вязкости БСГ, полученная на ротационном вискозиметре, представлена на рисунке 1. Исходная рецептура, предложенная поставщиком технологии, не соответствовала нормативному показателю «скорость коррозии» и обладала низкими блокирующими свойствами. После подбора ингибитора коррозии, увеличения концентрации кольматанта и проведения исследований на репрессию (выдерживаемая репрессия не менее 14 МПа после блокирования модели трещины ГРП составом БСГ № 2) состав допущен к фильтрационным исследованиям. Но с учетом низкого коэффициента восстановления проницаемости модели из проппанта по керосину и газу — 16–18 % (рис. 2), БСГ № 2 не допущен к промысловым испытаниям, и для блокирования ПЗП предпочтительней использовать БСГ № 1.
Перспективы использования вязкоупругих ПАВ для загущения ТЖГ
Для повышения альтернативности потенциально применимых БСГ, оказывающих щадящее воздействие на ПЗП, оценена применимость ПАВ для загущения подобранных ТЖГ и получения термостойких БСГ более высокой плотности, чем уже подобранных БСГ. Для оценочных исследований использована дозировка реагента 4 %. По результатам исследований получены термостабильные высоковязкие составы (табл. 2).
Табл. 2. Результаты исследований БСГ, загущенных вязкоупругими ПАВ

ставима с вязкостью полимерных составов. Но при добавлении ПАВ-загустителя происходит уменьшение плотности на 30–60 кг/м3, что можно компенсировать подбором эффективной дозировки и добавлением кольматанта в БСГ.
Таким образом, для глушения скважин в условиях ачимовских коллекторов лицензионных участков АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» подобраны и модифицированы два высокоплотных солевых раствора и обосновано применение суспензионного БСГ для ограничения проникновения раствора глушения в трещину ГРП и пласт. Также показано, что повышение эффективности блокирования ПЗП в условиях высоких плотностей возможно с применением вязкоупругих ПАВ-загустителей. В дальнейшем планируется продолжение исследований БСГ на основе ПАВ, а также испытание подобранных технологий глушения в промысловых условиях.
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
Обоснование выбора новой технологии глушения с блокированием призабойной зоны на основе мирового опыта и анализа геолого-технических условий Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского лицензионных участков. Физико-химические и фильтрационные исследования высокоплотных блокирующих составов глушения в условиях рассматриваемого объекта.

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88