Оценка композиционного состава для изоляции пластовой воды в газовых скважинах

Тюменский ИУ, г. Тюмень, Россия

ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Уренгой, Россия

В процессе разработки газовых месторождений Крайнего Севера происходит прорыв пластовых вод к газовым скважинам, что приводит к снижению коэффициента продуктивности, образованию песчаных пробок и газовых гидратов [1, 3, 4]. Увеличение числа случаев обводнения скважин свидетельствует о недостаточной эффективности существующих технологий и водоизолирующих композиций [2, 5, 6]. Это связанно с тем, что наряду с большим количеством обводнённых скважин, например, по причине обводнённых пропластков, с заколонной циркуляцией воды сверху, отключение верхних обводнённых пластов при переводе на эксплуатацию нижних горизонтов, практически мало технических решения [7, 10, 11]. Поэтому необходимо обоснование компонентов в составе материала для современной технологии ограничения водо-притоков с учетом геолого-геофизической характеристики сеноманской залежи Комсомольского месторождения [8, 12, 13].

Анализ результатов промысловых работ на Комсомольском месторождении, показывает, что после проведенных мероприятий с применением обычных тампонажных материалов добыча газа заметно снижается (до 30-70%). Исходя из этого, возникает необходимость совершенствования комплексной технологии, позволяющей сохранить добычу на уровне и качественно изолировать притоки пластовых вод. Применяются изолирующие составы на основе неорганических, органических полимерных материалов, элементоорганических соединений и органоминеральных композиций [9, 15, 16]. Вместе с тем разнообразие горно-геологических условий в скважинах вызывает необходимость разрабатывать новые технологии проведения мероприятий с учетом конкретных скважинных условий [14, 18, 19].

В институте ОАО «СевКавНИПИгаз» выполнены исследования по разработке изолирующего состава, который имеет небольшую вязкость и свободно проникает в продуктивный пласт с низкой проницаемостью. В порах пласта затвердевает с образованием водонепроницаемой перемычек и имеет хорошую адгезию к породе пласта [17, 20, 22]. В результате исследований подобран связующий материал (компоненты), гелеобразующий реагент и отвердитель. В качестве связующего материала водный раствор силиката натрия, в качестве гелеобразующего реагента применялась эмульсия спирта в углеводородной жидкости (в газокондеса- те или в дизельном топливе), а в качестве отверждающего материала – водный раствор хлористого кальция [21, 23].

Для формирования модели пласта применялись песок средней крупности с модулем 1,96. В процессе испытания композиции выявлено влияние на сжатие, водо- и газопроницаемость керна следующих переменных: плотность, количество отверждающей и гелеобразующей жидкостей от объема раствора силиката натрия, концентрация спирта в гелеобразующей жидкости, содержание глины в песчанике, влажность песка, концентрация хлористого кальция в отверждающем растворе, время затвердения [24, 25]. Остальные факторы закрепляли на одном уровне. В качестве гелеобразующей жидкости использовали смесь газоконденсат-спирт в соотношении 1:1 по объему. Отверждающей жидкостью служил 30%-ый водный раствор хлористого кальция [25].

Анализ результатов показал, что все факторы оказывают существенное влияние на исследуемые параметры. При повышении плотности жидкого стекла (Х 1 ) и доли отвердителя от жидкого стекла (Х₂) прочность возрастает, а проницаемость снижается. Наименьшая проницаемость получена при плотности жидкого стекла 1400 кг/м³ и доли отверждающей жидкости 0,8 от жидкого стекла (частей по объёму). При этом прочность песчаного керна составила 5,26 МПа.

Таким образом, рекомендуется для ограничения прорыва пластовых вод к газовым скважинам применение в качестве отверждающей жидкости спиртового раствора хлористого кальция, что позволит повысить качество изолируемого интервала пласта.