Авторы: Р.Р. Гумеров (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Т.Т. Гвритишвили (ООО «Газпромнефть-Оренбург»), Д.В. Мардашов, Ш.Р. Исламов (ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет»).

Опубликовано в журнале Химическая техника №4/2018

Процесс глушения скважин на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУОНГКМ) сопровождается сочетанием множества сложных геологических и технологических условий:

  • сложнопостроенные и трещиноватые карбонатные коллекторы; зоны с разуплотнениями и разломами;
  • аномально низкое пластовое давление; невосстановленное пластовое давление в зоне забоя скважины;
  • высокий газовый фактор;
  • высокое содержание сероводорода в добываемой продукции;
  • открытый и протяженный горизонтальный участок ствола скважины в продуктивном пласте;
  • оборудование скважин забойными пакерами;
  • проведение кислотных гидроразрывов пласта и солянокислотных обработок.

В таких сложных условиях основной задачей является контроль поглощений во время операций глушения скважин. В мировой практике для снижения поглощений при ремонте скважин используются два основных физических принципа: повышение вязкости блокирующей жидкости глушения (БЖГ) и кольматацию пор и каналов фильтрации твердыми частицами. Эти принципы реализованы в БЖГ, представляющих собой гелированные водные растворы, эмульсии и дисперсные системы с твердой (суспензии) или газовой (афроны) фазами (рис. 1) [1–2].

Рис. 1. Основные типы блокирующих жидкостей глушения скважин
Рис. 1. Основные типы блокирующих жидкостей глушения скважин

Лабораторно-экспериментальный анализ

Для оценки эффективности применения в условиях ВУ ОНГКМ различных блокирующих составов необходимо проведение лабораторных экспериментальных исследований в условиях, максимально приближенных к пластовым. С этой целью в комплексной лаборатории «Повышение нефтеотдачи пластов» Горного университета разработана следующая программа проведения лабораторных испытаний на основе нормативно-методических документов, принятых в ПАО «Газпром нефть»:

  1. Физико-химические исследования блокирующих составов по определению: внешнего вида; плотности; термостабильности; скорости коррозии; времени и степени деструкции; смешиваемости (растворимости) с добываемыми флюидами, растворами хлоридов натрия, калия и кальция;
  2. Реологические исследования (рис. 2), включающие замеры эффективной вязкости составов при различных скоростях сдвига, а также определение времени гелеобразования в режиме осциллирующих напряжений, согласно следующим этапам:
    • моделирование состояния блокирующего состава сразу после приготовления на устье скважины для оценки его фильтруемости в межтрубное пространство (или в НКТ);
    • моделирование процесса закачки блокирующего состава по межтрубному пространству (или НКТ) в скважину с учетом равномерного изменения температуры по стволу скважины;
    • моделирование процесса закачки блокирующего состава по открытому (перфорированному) стволу скважины в подпакерной зоне при пластовой температуре;
    • моделирование процесса стабилизации блокирующего состава в скважине при ее техническом отстое;
    • моделирование процесса деструкции блокирующего состава при освоении скважины;
  3. Фильтрационные исследования блокирующих составов:
    • оценка блокирующих свойств (рис. 3, 4);
    • оценка фильтрационных свойств (рис. 5);
    • оценка газоудерживающих свойств (рис. 6).
Рис. 2. Ротационный автоматизированный вискозиметр
Рис. 2. Ротационный автоматизированный вискозиметр

Лабораторные исследования блокирующих свойств жидкостей глушения в условиях трещиноватого коллектора проводятся с использованием модернизированного высокотемпературного фильтр-пресса высокого давления фирмы FANN, предназначенного для тестирования проникающей способности тампонажных материалов, а также измерения статической фильтрации ЖГС в ПЗП (рис. 3).

Рис. 3. Модернизированный фильтр-пресс, моделирующий воздействие блокирующей жидкости глушения на трещину: 1 – газовый баллон; 2 – редуктор; 3 – манометр (давление в баллоне); 4 – манометр (давление в линии); 5 – газовая линия (подача газа); 6 – верхний клапан (откр./закр.); 7 – верхняя заглушка; 8 – газ; 9 – блокирующий состав; 10 – терморубашка; 11 – трещина; 12 – металлический диск с трещиной; 13 – мерный цилиндр
Рис. 3. Модернизированный фильтр-пресс, моделирующий воздействие блокирующей жидкости глушения на трещину: 1 – газовый баллон; 2 – редуктор; 3 – манометр (давление в баллоне); 4 – манометр (давление в линии); 5 – газовая линия (подача газа); 6 – верхний клапан (откр./закр.); 7 – верхняя заглушка; 8 – газ; 9 – блокирующий состав; 10 – терморубашка; 11 – трещина; 12 – металлический диск с трещиной; 13 – мерный цилиндр

Эффективность исследуемых блокирующих жидкостей глушения скважин оценивается также на основании результатов лабораторных фильтрационных экспериментов по их влиянию на изменение проницаемости моделей пласта (керна) с трещинами разной степени раскрытости. Фильтрационные исследования проводятся с использованием установки оценки степени повреждения пласта в условиях, максимально приближенных к пластовым. При этом используется модернизированная конструкция кернодержателя (рис. 5).

Рис. 4. Внешний вид ячейки фильтр-пресса: а – металлический диск, моделирующий трещину; б – нижняя часть ячейки фильтр-пресса (место выхода блокирующего состава из трещины); в – верхняя часть ячейки (место размещения блокирующего состава над трещиной)
Рис. 4. Внешний вид ячейки фильтр-пресса:
а – металлический диск, моделирующий трещину; б – нижняя часть ячейки фильтр-пресса (место выхода блокирующего состава из трещины); в – верхняя часть ячейки (место размещения блокирующего состава над трещиной)

Газоудерживающие способности блокирующих составов оцениваются на специально разработанном стенде по оценке интенсивности всплытия пузырьков газа в различных условиях (при постоянном давлении или при постоянном расходе газа), рис. 6. При этом воспроизводятся реальные перепады давления и температуры. Данный стенд позволяет в качестве газа использовать как воздух, так и углеводородные газы.

Рис. 5. Фильтрационная установка: а – внешний вид фильтрационной установки; б – схема модернизированного кернодержателя; 1 – образец естественного керна; 2 – трещина; 3 – блокирующий состав; 4 – керосин; 5 – буферные металлические кольца; 6 – резиновая манжета для обжима керна; 7 – направление фильтрации блокирующего состава; 8 – направление фильтрации керосина; 9– направление подачи жидкости для создания давления обжима
Рис. 5. Фильтрационная установка:
а – внешний вид фильтрационной установки; б – схема модернизированного кернодержателя; 1 – образец естественного керна; 2 – трещина; 3 – блокирующий состав; 4 – керосин; 5 – буферные металлические кольца; 6 – резиновая манжета для обжима керна; 7 – направление фильтрации блокирующего состава; 8 – направление фильтрации керосина; 9– направление подачи жидкости для создания давления обжима
Рис. 6. Стенд для оценки газоудерживающих свойств блокирующих составов: 1 – регулятор давления и расхода газа;2 – мерный цилиндр, моделирующий ствол скважины; 3 – стеклянная трубка, подающая газ на дно цилиндра; 4 – испытываемый блокирующий состав; 5 – пузырьки газа
Рис. 6. Стенд для оценки газоудерживающих свойств блокирующих составов:
1 – регулятор давления и расхода газа;2 – мерный цилиндр, моделирующий ствол скважины; 3 – стеклянная трубка, подающая газ на дно цилиндра; 4 – испытываемый блокирующий состав; 5 – пузырьки газа

Опытно-промысловые испытания

Целью лабораторных исследований является выдача рекомендаций к опытно-промысловым испытаниям разработанных или рекомендуемых к внедрению блокирующих составов (рис. 7). Сопровождение опытно-промысловых работ на ВУ ОНГКМ

Рис. 7. Сопровождение опытно-промысловых работ на ВУ ОНГКМ
Рис. 7. Сопровождение опытно-промысловых работ на ВУ ОНГКМ

Заключение

Для повышения эффективности глушения скважин на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения необходим обоснованный выбор наиболее эффективных блокирующих составов и технологий их применения, который рекомендуется делать с учетом анализа промысловых данных, лабораторных исследований, а также по итогам опытно-промысловых испытаний.

Список литературы

  1. Желонин П.В., Д.М. Мухаметшин, А.Б. Арчиков и др. Обоснование алгоритма выбора технологий глушения скважин//Научно-технический ВЕСТНИК (ОАО «НК «Роснефть»). 2015. №2. С. 76–81.
  2. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. 224 с.
СХОЖИЕ СТАТЬИБОЛЬШЕ ОТ АВТОРА