Альтернативные блокирующие системы для глушения нефтяных скважин

В период интенсификации разработки нефтяных месторождений остро встает проблема глушения скважин, обозначаются требования к технологиям глушения скважин, растворам и блокирующим системам в растворах глушения для исключения:

• -    потерь дорогостоящего раствора;

• -    рисков кольматации ПЗП, так как это приводит к снижению дебитов скважин по нефти за счет закупорки порового пространства призабойной зоны скважины водонефтяной эмульсией, образованной солевым раствором, пластовой нефтью, водой и природными нефтерастворимыми эмульгаторами, присутствующими в нефти

—I Кол-во

Недостижение, тыс. тн/сут.

Недостижение накопленное, тыс. тн/ скв.

Рис. 1. Недостижения расчетных параметров вследствие водной блокады, кольматации ПЗП (2014 г.).

Рис. 2. Динамика использования БСГ и ИНЭР при ремонте скважин в 2014 году.

Призабойную зону кольматируют также нерастворимые осадки, которые образуются при смешении пластовой воды с солевым раствором жидкости глушения;

• -    рисков водной блокады, роста обводненности добываемой продукции за счет увеличения фазовой проницаемости ПЗС по воде;

• -    увеличения сроков освоения скважин в после-ремонтный период.

• -    уменьшение МРП.

Окунувшись в проблему негативных последствий поглощения солевого раствора: кольматация ПЗП, водную блокаду и как следствие недостижения расчетных параметров, я проанализировал в ООО "РН-Юганскнефтегаз" весь 2014 г. и выявил скважины с данными проблемами. На рис. 1 можно увидеть количество скважин по месяцам, получивших недостижения за 2014 год. Также сумму недостижений по месяцам и накопленные недостижения за весь 2014 год. Общая сумма недостижений за год составила 731,3 тн/сут (7% от общих потерь по скважинам с недостижением). Как оказалось, в среднем недостижения вследствие поглощения составили 16 тн/сут.

Проанализировав количество операций ТКРС по каждому месяцу 2014 года, а также с применением текущих блокирующих систем БСГ-галит, ИНЭР, получил вывод, что на 34% скважин было повторное глушение с БП (рис. 2), то бишь на данных скважинах было активное поглощение раствора глушения, а значит потребовались дополнительные затраты на раствор глушения, БП, на время рабочей бригады (в среднем час бригады ТКРС – 7301 руб).

Изучая ряд методов и систем глушения пришел к тому, что необходимо некоторое реформирование методики по глушению скважин, а именно использование в дополнение к имеющимся блок-пачкам, блокирую- щую систему БСГ-микрокальцит на целевом фонде, то есть в определенных условиях [1].

Блокирующая система глушения БСГ-микрокальцит.

БСГ-микрокальцит – гелированная блокирующая жидкость глушения с твердой фазой – успензия повышенной вязкости, содержащая водно-солевую основу, реагент-загуститель (Реагент «Полимикс» по ТУ 2230001-60370134-11, Биопол» по ТУ 2230-042-675543112010 или иной реагент-загуститель, прошедший ОПИ по технологии БСГ), кристаллы твердой фазы (шунтирующие частицы для блокирования крупных каналов фильтрации).

Главное преимущество над БСГ-галит и ИНЭР – это то, что БСГ-микрокальцит эффективнее блокирует каналы фильтрации за счет кристаллов твердой фазы. В качестве твердой фазы выступает микрокальцит различных марок, различных размеров, которые дополняют друг друга.

Кристаллы твердой фазы блокируют каналы фильтрации поглощающих дыр перфорации, формируют временную фильтрационную корку и обеспечивают контроль поглощения на границе «скважина-пласт» при глушении и ПРС [2].

Рис. 3. Фильтрационные корки: оптимальная (справа) и неоптимальная (слева).

В итоге, исходя из лабораторных опытов, мы получаем оптимальную фильтрационную корку, которая на рис. 1 изображена справа. Поглощение при таком глушении в пласт будет незначительным.

В 2008 году был разработан, испытан и внедрен БСГ-микрокальцит (блокирующий состав глушения на основе суспензии микрокальцита) с фракционированным микрокальцитом для скважин с ГРП, условий АНПД и АВПД. Анализ выполнен по 277 скважинам, средний объём поглощения составил 4,7 м3 при статическом уровне жидкости глушения 174,5 м.

В 2009 году был разработан, испытан и внедрен БСГ-галит (блокирующий состав глушения на основе суспензии галита) для скважин с ГРП, условий АНПД и АВПД. Анализ выполнен по 40 скважинам. Основной объём выполнен на Приобском месторождении (10 скв.) и Мало-балыкском (20 скв.) с удельным весом раствора от 1,19-1,35 г/см2. Анализ выполнен по 40 скважинам, средний объём поглощения составил 11,2 м3 при статическом уровне жидкости глушения 331,8 м.

Результаты показывают, что использование БСГ-микрокальцит при глушении скважин в определенных условиях эффективнее, чем использование БСГ – галит (рис.

ПРб

МБ

Месторождения

Статический уровень, м

Кол-во операций     Объем поглощения, м3

Месторождения

Статический уровень, м     Кол-во операций     Объем поглощения, м3

Рис. 4-5 . Анализ глушения скважин с использованием

БСГ-галит и БСГ микрокальцит.

Рис. 6. Сравнение глушения составов БСГ гг и БСГ МкК на поглощение раствора глушения в разрезе удельных весов жидкости глушения.

Исходя из теоретических знаний, лабораторных опытов и промышленных испытаний была сделана таблица по актуальности применения блокирующих систем глушения (табл. 1).

Матрица применения блокирующих систем глушения

Таблица 1

Технология	Обв., %	Плотность раствора, г/см3	Время ПРС, сут.	ГРП проппант	Температура пласта, град.
Растворы (NaCl, CaCl2, нитрат кальция и др.) без блокирующих добавок	-	1,0–1,5	-	``	-

Технологии глушения с контролем поглощения (блокирующие составы глушения БСГ)

Блокирующий состав глушения «БСГ-галит» на растворе галита	До 60	До 1,2 До 1,35	-	Возможно	До 120
Блокирующий состав глушения «БСГ-галит» на растворе -хлористого	До 60	До 1,5	-	Возможно	До 120
Блокирующий состав глушения «БСГ-микрокальцит»	Любая	До 1,6	-	Возможно	До 140
Инвертный нефтяной эмульсионный раствор глушения	До 20	до 1,22	До 4-х	Нет	До 70

Данные системы работают эффективно, но есть фонд скважин, для которого необходимо совершенствование технологий для уменьшения рисков поглощения раствора при ремонте скважин и исключения рисков кольматации ПЗП, водной блокады, недостижения расчетных параметров.

БСГ микрокальцит будет эффективен на целевом фонде. Скважины, относящиеся к целевому фонду:

• 1.    Скважины с многопластовой залежью, с градиентом давления более 20%.

• 2.    Скважины с плотностью глушения более 1,18 г/см³, с обводненностью более 60%.

• 3.    Скважины с АНПД (плотность раствора глушения менее 1,00 г/см³), с обводненностью более 20%.

Как правило, при задании плотности глушения геологи на промысле ориентируются на пластовое давление, обозначенное при первых 2-3 сутках после остановки скважины. Но это не всегда корректно для безопасного проведения работ ТКРС, так как давление со временем восстанавливается до давления на контуре питания и соответственно возможно НГВП, излив раствора глушения. Это является опасностью для работников [3].

В отличие от блок-пачек БСГ-галит и ИНЭР блокирующая система БСГ-микрокальцит исключает эту проблему. Все дело в химической основе самой системы: твердая фаза на основе микрокальцита различных марок и размеров.

Совершенствование методики выбора блокирующих систем для глушения скважин исключит риски потерь дорогостоящего раствора глушения, риски кольматации ПЗП, риски водной блокады вследствие поглощения раствора глушения. Это исключит недостижение расчетных параметров, потери добычи и соответственно увеличит прибыль.