Концепция сохранения коллекторских свойств пластов при глушении скважин в ОАО «Татнефть»

 

 

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1. Концепция сохранения коллекторских свойств пластов при       глушении скважин в ОАО «Татнефть»

Для решения проблемы сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов ведущими специалистами и руководством ОАО «Татнефть» приняты следующие (концептуальные) базовые положения:

а) Продуктивный пласт должен быть изолирован от негативного воздействия воды и водных фильтратов.  Для этого есть три направления работ: на определенном фонде скважин (он согласуется с органами Ростехнадзора) подземный ремонт выполняется без глушения, определенный фонд скважин оборудуется клапанами - отсекателями, а на осталь- остальном (преобладающем) фонде скважин глушение производится только ОЖГ (на водной, углеводородной и эмульсионной основе). Необходимо отметить, что третье, основное направление научно-практических работ развивается наиболее динамично с применением водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), обратных (гидрофобных) эмульсий, пенных составов, вязко - упругих составов (ВУС) и др.

б) Основным материалом, исходным сырьем (доступным и относительно дешевым) для разработки ОЖГ с различной плотностью (основной диапазон - от 1000 до  1180 кг/м3) являются пресные, технические, закачиваемые, подтоварные и пластовые воды с самой различной плотностью, перекрывающие потребный диапазон.

в) Критериями выбора ПАВ - облагораживателей являются: степень снижения поверхностного натяжения на границе фаз, смачиваемость пород, коэффициент сохранения нефтепроницаемости, доступность и экономичность. Базовыми ПАВ - облагораживателями являются препараты МЛ-80Б и МЛ-81Б для пресных и минерализованных вод  (а так же ФЛЭК-ДГ-002 для высокоминерализованных вод).

Институтом «ТатНИПИнефть» разработаны рецептуры гидрофобных эмульсий как для глушения и промывок скважин, так и для стимулирующих воздействий на пласт и процессов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Применяется, как базовый,  ПАВ - эмульгатор «Ялан-Э-1» (г. Уфа). При приготовлении можно регулировать как плотность, так и структуру,

 

 

дисперсность и вязкость гидрофобных эмульсий в самом широком  диапазоне величин. За счет этих свойств гидрофобные эмульсии применяются для глушения и промывки определенного (как правило, осложненного) фонда скважин.

 

      3.2.  Классификация жидкостей глушения, обеспечивающих        сохранение коллекторских свойств пластов

Разработанные составы ОЖГ классифицируются на три основные группы (рисунок 1):

Облагороженные жидкости глушения

 

 

На водной основе

На углеводородной основе

На эмульсионной основе

 

 

Маловязкие

Нейтрализующие Н2S

Загущенные

Маловязкие

Высоковязкие

 

                     Нейтрализующие Н2S

 

Пресная вода (сточная) + 0,1 % МЛ-81Б

Р-р КС1 (карналлитовая руда) + 0,1 % МЛ-81Б

ПДВ + 0,2 % МЛ-81Б

ПДВ + 0,3 % ФЛЭК

Р-р СаС12 + 0,3 % ФЛЭК

ПДВ (СаС12), пресная, сточная вода с нейтрализатором сероводорода

Системы на основе твердофазных веществ

ПДВ (САС12, Са(NО3)2) + 3 % модифицированный крахмал + 0,3 % ФЛЭК

Нефть товарная

Глицериновый состав

Обратные эмульсии на нефтедистиллятной основе

Обратные эмульсии на основе ПДВ и девонской нефти

Обратные эмульсии на основе растворов СаС12 и девонской нефти

Обратные эмульсии на основе растворов Са(NО3)2 и девонсокй нефти

 

 

Рисунок 1. Классификация жидкостей глушения

 

 

а) ОЖГ на водной основе - водные растворы ПАВ - облагораживателей с плотностью от 1000 до 1360 кг/м3.

б) ОЖГ на эмульсионной основе - составы гидрофобных эмульсий на нефтяной и нефте-дистиллятной основе с регулируемой плотностью в диапазоне от 920 до 1360 кг/м3. Плотность регулируется изменением вида дисперсной водной фазы (от слабоминерализованных вод плотностью 1030-1040  кг/м3 до тяжелых рассолов СаС12 плотностью 1350-1370 кг/м3 и Са(NО3)2 плотностью 1500-1560 кг/м3) и  водомасляного (в/м) соотношения  от 45/55 до 65/35  в рецептурах.

в) Углеводородные составы, в частности, используются полиглицериновые составы (смесь многоатомных спиртов) и товарная нефть (рис 1).

Важным аспектом в приведенной классификации является выделение ОЖГ, имеющих регулируемую динамическую вязкость, практически от вязкости воды (1 мПа·с) до высоковязких структурированных систем с вязкостью до 600 мПа·с и выше. Возможность варьирования вязкости ОЖГ позволяет глушить скважины с самой различной приемистостью и трещиноватостью коллекторов (особенно важно для карбонатных объектов).

Не менее важным является выделение подкласса ОЖГ с нейтрализующими свойствами по отношению к наиболее вредным газам в продукции скважин (сероводороду и меркаптанам). Такими свойствами обладают обратные (гидрофобные) эмульсии, глицериновый состав, водные растворы с дозировкой нейтрализаторов сероводорода (двуокись марганца, препараты НСВУ-1 по РД 153-39.0-662-10 и др.).

Наличие ОЖГ различных классов и видов с регулируемыми основными физико-химическими параметрами в диапазонах, необходимых для объектов ОАО «Татнефть», расширяет область использования каждого состава ОЖГ, появляется возможность выбора, и более эффективного применения технологии глушения в зависимости от конкретных условий и характеристики скважин - объектов.

 

3.3. Требования, предъявляемые к составам жидкостей глушения и технологическому процессу. Рецептуры ОЖГ на водной, эмульсионной и углеводородной основе

Требования к жидкостям глушения

Жидкость глушения должна сохранять нефтепроницаемость продуктивного пласта (лучший вариант – увеличивать ее).

Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. В жидкости не должно быть  механических примесей (илистых и других тонкодисперсных частиц, взвеси продуктов коррозии и др. кольматантов) с диаметром частиц более 2 мкм.

Жидкость глушения  должна быть безвредной для здоровья рабочего персонала, экологически безопасной.

Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование.

Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться в необходимых пределах (особенно плотность, вязкость, стабильность во времени).

На объектах с наличием в продукции сероводорода жидкости глушения на водной основе должны содержать нейтрализатор сероводорода. ОЖГ на эмульсионной основе обладают определенными нейтрализующими сероводород свойства. ОЖГ на основе полиглицеринового состава, с повышенной щелочностью,  также обладает нейтрализующими свойствами.

Обоснованный выбор вида жидкости глушения  в зависимости от горно-геологических и технических условий работы скважины должен осуществляться инженерно-техническими работниками геологической и технологической служб в соответствии с рекомендациями данной инструкции.

Требования к технологическому процессу

Основные требования к технологическому процессу – обеспечение сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта и безопасных условий труда рабочего персонала на устье скважин на период проведения подземных ремонтных работ. Выполнение данных требований обеспечивается за счет применения рецептур ОЖГ и расположения их в интервале призабойной зоны скважин, подбора расчетных плотностей и объемов ЖГ к конкретной скважине, обеспечения нейтрализации сероводорода в полости скважины.

Технологический процесс глушения скважин должен предусматривать полную замену скважинной жидкости на одну или две ОЖГ с расчетным(и) удельным(и) весом (весами) с расположением ее (их) во всей полости ствола скважины (на период проведения относительно длительного КРС с возможностью осуществления нескольких спуско-подъемных операций (СПО).

При особых условиях (пластовые давления очень низкие, но нефть содержит сероводород) скважина может быть заглушена при замене скважинной жидкости на ЖГ с малой плотностью

(пенная система, нефть девонская, обратные эмульсии  на нефте-дистиллятной основе) в интервале подвески НКТ и насоса. При этом плотность ОЖГ  с  учетом плотности поднасосной жидкости (как правило, пластовая вода)  должна обеспечивать условие Рзаб > Рпл.

Рецептуры ОЖГ

В таблице 5 приведены основные виды и рецептуры ОЖГ и их рабочие параметры с рекомендациями по типам коллекторов и геологическим условиям применения.

Т а б л и ц а  5. Основные виды и рецептуры ОЖГ

Составы жидкостей глушения	Параметры	Тип коллектора
1	2	3
Пресная вода с 0,1 % МЛ-81Б	Плотность 1,0 г/см3	Терригенные девонские и тульско-бобриковские отложения
Сточная (техническая) вода с 0,1 % МЛ-81Б	Плотность 1,01-1,05 г/см3	то же
Раствор карналлитовой руды с 0,1 % МЛ-81Б	Плотность 1,18-1,24 г/см3	Девонские глинизированные отложения (алевролиты)
Раствор поташа (карбоната калия) с 0,1 % МЛ-81Б	Плотность 1,05-1,40 г/см3	то же
ПДВ (р-р СаС12) с 3 % крахмала (мод.) и 0,3 % ФЛЭК	Плотность 1,16-1,18 г/см3	Девонские и тульско-бобриковские отложения
Слабоминерализованная пластовая вода верхних горизонтов с 0,1 % МЛ-81Б (0,3 % ФЛЭК)	Плотность 1,05-1,10 г/см3	Угленосные отложения карбона
KCl  с 0,1  % МЛ-81Б	Плотность 1,10-1,16 г/см3	Глинизированный девон (алевролиты, аргиллиты и др.)
ПДВ с 0,2 % МЛ-81Б	Плотность 1,10-1,18 г/см3	Песчаники девона и тульско-бобриковские отложения
ПДВ с 0,3 % ФЛЭК	Плотность до 1,19 г/см3	то же
СаСl2 с 0,3 % ФЛЭК	Плотность 1,20-1,36	Девон с АВПД

 

 

Продолжение таблицы 5.

1	2	3
Обратная эмульсия: нефть – 25 % дистиллят –  25 % слабоминерализованная вода – 48 % эмульгатор «Ялан» - 3 %	Плотность-0,92-0,95 г/см3, вязкость – 25-45 мПа·с	- Девон, осложненный выпадением  АСПО; - карбон с АНПД
Обратная эмульсия: нефть -               24 % дистиллят -        24 % ПДВ -                 50 % эмульгатор «Ялан» - 2 %	Плотность -  0,95-1,01 г/см3, вязкость – 40-65 мПас	то же
Обратная эмульсия: нефть -               50 % ПДВ -           47-48 % эмульгатор «Ялан» - 2-3 %	Плотность –0,95-1,0 г/см3, вязкость –50-100 мПа·с	- Девон; - алевролиты; - карбон с АНПД
Обратная эмульсия: нефть -          37-38 % ПДВ -                 60 % эмульгатор «Ялан» - 2-3 %	Плотность –1,0-1,07 г/см3, вязкость –100-200 мПа·с	- Девон; - карбон; -тульско-бобриковский горизонт
Обратная эмульсия: нефть -          31-32 % ПДВ -                 65 % эмульгатор «Ялан» - 3-4 %	Плотность –1,07-1,10 г/см3, вязкость –300-400 мПа·с	-«Глотающие» карбонатные коллектора
Обратная эмульсия: нефть -  28-32 % раствор СаСl2 -   60-65 % эмульгатор «Ялан» - 2-3 %	Плотность –1,10-1,20 г/см3, вязкость –350-600 мПа·с	-Трещиноватые карбонаты; - девон обводненный

 

 

 

Продолжение таблицы 5.

1	2	3
Обратная эмульсия: нефть-                  32-42 % р-р Са(NО3)2 -      55-65 % эмульгатор «Ялан» - 3 %	Плотность –1,20-1,32 г/см3, вязкость- 320-650 мПас	то же
Глицериновый состав	Плотность - 1,20-1,26 г/см3, вязкость –5-30 мПа·с	- Девон обводненный; -девонские глинизированные  отложения
Нефть  девонская	Плотность – 0,87-0,90 г/см3, вязкость - 6-20 мПа с	Угленосные отложения с АНПД