В статье рассмотрены проблемы, связанные с отрицательным воздействием на пласт жидкостей глушения при ремонте и заканчивании скважин в условиях АНПД. Для их ре-шения предлагается универсальная технологическая жидкость на углеводородной основе плотностью до 1,2 г/см3 и термостабильностью до 120оС с регулируемыми в широком диапазоне характеристиками. Рассматривается методика выбора жидкости глушения в зависимости от показателя ОП (отношение коэффициента продуктивности скважины после глушения к коэффициенту продуктивности скважины до глушения). Приведены технологические схемы и результаты использования жидкости при глушении газовых и газоконденсатных скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.
Поскольку в настоящее время большинство крупных месторождений отечественной нефтегазовой отрасли находится на поздней стадии разработки, проблема глушения скважин становится особенно актуальной. Первоочередной проблемой при этом являются осложнения связанные с поглощениями технологических жидкостей. Анализ горно-геологических условий эксплуатации скважин месторождений с аномально низким пла-стовым давлением (АНПД) показал, что применяемые в начальный период разработки ме-сторождения традиционные жидкости глушения такие как растворы хлористого кальция и натрия, гидрофобные эмульсии, иивертно-мицеллярные дисперсии и др. на поздней ста-дии эксплуатации, особенно в условиях АНПД, стали непригодными Это связано с отсут-ствием возможности снижения плотности и повышения вязкости данных растворов. Они в условиях АНПД способны ухудшить фильтрационные характеристики продуктивных пла-стов, что создает ряд трудноразрешимых проблем при проведении ремонтных работ и ос-воении скважин из-за поглощения растворов. В результате для восстановления притока после ремонта, как правило, требуется дополнительное воздействие на призабойную зону пласта, связанное с большими затратами средств и времени. В некоторых случаях глуше-ние скважин вышеперечисленными жидкостями становится невозможным, поскольку происходит их поглощение в сильно дренированном интервале зоны перфорации с после-дующим газопроявлением из менее дренированных интервалов.
Указанные проблемы особенно характерны для Уренгойского нефтегазоконденсат-ного месторождения. Промышленная разработка сеноманской залежи УНГКМ началась в конце 70-х годов.
В настоящее время ведется эксплуатация сеноманских и валанжинских отложений. Средняя газонасыщенная мощность по Уренгойской площади - 60,8 м. Породы-коллектора сеноманских залежей представлены песчаниками и алевролитами мелко- и среднезернистыми, слабосцементированными, рыхлыми, в различной степени глинисты-ми с редкими включениями карбонатных разностей. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов сеномана изменяются в широких пределах - проницаемость от единиц до 4 мкм2, пористость от 20 до 36 %. Начальное пластовое давление по сеноманской зале-жи достигало 122 кгс/см2. Текущее пластовое давление по сеноманским скважинам со-ставляет 30 - 40 кгс/см2, т.е. снизилось на 60-70%.
Вещественный состав пород-коллекторов валанжинского горизонта представлен мелкозернистыми песчаниками и алевролитами. Валанжинские отложения на Уренгой-ском НГКМ сложены коллекторами, которые имеют проницаемость от единиц до 300 мкм2, пористость от 13 до 18%. Текущее пластовое давление по сеноманским скважинам составляет 130 - 150 кгс/см2, т.е. снизилось на 60-70% на 50% и более.
По данным ООО "Уренгойгазпром" [1] на Уренгойском НГКМ методы глушения скважин и технологические параметры жидкостей подбирались без учета сохранения ес-тественной проницаемости коллектора . После глушения и консервации скважин в среде глинистого раствора и рассола хлористого кальция наблюдалось снижение дебитов газо-конденсатных скважин на 60-63%, и газовых скважин на 20%. На каждой третьей скважи-не проводилось повторное глушение из-за поглощений жидкостей глушения высокопро-ницаемыми (2 - 4Д) суперколлекторами. Объемы поглощаемой жидкости в 3-4 раза пре-вышали объемы скважин, что увеличило сроки освоения скважин до 4-20 суток. При этом по экстраполяционным кривым динамики восстановления продуктивности скважин выход на доремонтный режим составляет в среднем 218 суток. Использование в качестве жидко-сти глушения инвертных эмульсионных растворов на Уренгойском месторождении не да-ло положительного результата [2].
Глушение скважин требует предварительного выбора жидкости глушения и обос-нования ее технологических свойств. Предлагаемая [3] методика выбора жидкости для глушения скважины базируется на принципе достижения максимально возможного значе-ния ОП в каждом конкретном случае. Под величиной ОП понимается отношение коэффи-циента продуктивности скважины после глушения к коэффициенту продуктивности сква-жины до глушения.
Влияние жидкости глушения количественно оценивается по величине скин-эффекта S, который вычисляется по формуле Ван-Эвердингена и зависит от радиуса про-никновения жидкости глушения в пласт и коэффициента восстановления проницаемости пласта. Формулы для определения ОП и S, как известно, имеют вид:
где A=Ln(Rk-Rc); S - скин-эффект, обусловленный действием жидкости глу-шения; R'=RO'/Rn'. Rс, Rк - радиус скважины и радиус контура питания скважины, соответственно; RC, RK - относительный радиус проникновения жидкости глушения в пласт; B - коэффициент восстановления проницаемости пласта.
Величину скин-эффекта нужно ограничить так, чтобы при любом А величина ОП определялась с достаточной степенью точности. Для этого представим S = aА, где a - коэффициент, зависящий от ОП. Так, например, если при А = 6,9 (соответствует Rк=1000м, Rс=0,11м) необходимо получить ОП = 0,95, то значение S должно быть не более 0,37, если - ОП = 0,8, то S 1,73. Используя это ограничение и формулу (2), получим следующее условие для определения минимально допустимого относительного радиуса проникновения жидкости глушения:
которое позволяет связать показатель качества ОП с основными параметрами, ха-рактеризующими воздействие жидкости на пласт.
На рис.1 приведена зависимость от при фиксированных значениях ОП, рас-считанная при А=6,9, анализируя которую, можно сделать следующие выводы.
Величина ОП = 0,95 достигается либо при очень малых значениях R' ( <2), и тогда влияние жидкости не существенно, либо при R'> 2, но в этом случае коэффициент восста-новления проницаемости должен быть очень высоким ( B > 0,7).
Записав иначе неравенство (3), получим следующее условие для определения ми-нимально допустимого значения В при заданном R':
Для расчета радиуса проникновения жидкости глушения в пористый пласт можно использовать следующую формулу:
dP - репрессия на пласт, МПа; k - проницаемость пласта, мкм2; m - пористость пласта; M - вязкость жидкости глушения, мПа с; X - пьезопроводность пласта, м2/с; Т - время воздействия жидкости глушения, сут; So- скин-эффект до глушения.
Величина So может быть определена по результатам ГДИ или рассчитана каким-либо известным способом [4,5]; если при глушения используются жидкости с ярко выра-женными коркообразующими свойствами, то можно считать So = 104.
Предположим, что R' известно. Тогда вычислим объем жидкости, ушедшей в пласт, и ограничив его некоторой допустимой величиной Vо, получим условие для подбо-ра вязкости жидкости глушения:
На рис. 2 показано расчетное значение требуемой эффективной вязкости жидкости для глушения скважин в зависимости от репрессии на продуктивный пласт и значения скин-фактора. Расчеты выполнены для следующих условий: k=2Д, m=0,25, h=30м, Т=0,5 сут, Vo<=1,82м3, что соответствует статическому уровню жидкости в скважине не более 100м, при диаметре эксплуатационной колонны 168мм.
Как видно из рисунка, глушение скважин при репрессии от 2МПа с скин-фактором S=10-50 обусловленным несовершенством вскрытия из-за наличия перфорированной ко-лонны, фильтра и т.д. не возможно с применением традиционных растворов. Требуется раствор с эффективной вязкостью в пластовых условиях от 2000 до 7000 мПа с. Поэтому, в первую очередь необходимо сформировать непроницаемую и легко удаляемую впослед-ствии при освоении зону с значением скин-фактора около 10000, применения специаль-ных блокирующих составов. В этом случае процесс глушения скважины с АНПД можно разбить на два этапа. На первом этапе глушение ведется с применением блокирующей жидкости, в процессе которого формируется эффективный экран, который препятствует проникновению основной жидкости глушения. И только после этого, на втором этапе возможно применение традиционных жидкостей глушения с эффективной вязкостью 10-30 мПа*с.
При участии специалистов ОАО "НПО "БУРЕНИЕ" с использованием универсальной технологической жидкости VIP (УТЖ VIP) успешно проведены работы по глушению скважин Уренгойского НГКМ. Система УТЖ VIP представляет собой псевдо-пластичную, практически не фильтрующуюся в пластовых условиях жидкость гелеобраз-ного вида, основой которой является нефть или газовый конденсат. Основные характери-стики системы УТЖ VIP представлены в таблице.
Основным отличием универсальной технологической жидкости VIP от применяе-мых в настоящее время эмульсий, рассолов, жидкостей глушения на полисахаридной ос-нове и других технологических жидкостей является обеспечение высокого блокирующего эффекта, образованного углеводородной жидкостью, за счет значительного увеличения эффективной вязкости в забойных условиях (до 3200мПа с) (рис.3), что обеспечивает практически отсутствие фильтрации и полное сохранение коллекторских свойств продук-тивного пласта вне зависимости от геолого-технических условий в скважине, в том числе при АНПД и высокой проницаемости пласта.
Глушение скважин производилось последовательной закачкой в НКТ при открытой затрубной задвижке раствора хлористого кальция или сеноманской воды в объеме затруб-ного пространства, далее производилась закачка в НКТ 8-10 м3 универсальной технологи-ческой жидкости VIP с частичной продавкой в пласт, продавка осуществлялась основной ЖГ (рис.4). После этого скважину закрывали на 12 ч для определения статического уровня.
Через 12 часов после проведения работ по глушению скважин и стравливания газовой шапки получены следующие результаты: Ртр.= 0 кгс/см2; Рзт.= 0 кгс/см2, уровень жидкости в стволе скважины составлял не более 100 м. Следует отметить, что репрессия на пласт в воланжинских скважинах достигает 140-180 атм, а в сеноманских 80-95 атм. При этом радиус фильтрации жидкости не превышал значение: по газоконденсатным скважинам 0,20-0,22м, по газовым скважинам 0,11-0,18м, что соответствует рассчитанному по формуле (1) значению ОП: 0,9-0,95 по газоконденсатным скважинам и 0,93-0,98 по газо-вым скважинам.
Применение раствора УТЖ VIP на сеноманских и волонжинских скважинах Урен-гойского НГКМ обеспечило надежную блокировку ПЗП при глушении скважин достаточ-ную для безопасной работы бригады КРС, а также выполнения таких технологических операций, как: восстановление забоя скважины; разбуривание цементного моста; фрезеро-вание постороннего предмета и др. Отмечается снижение объемов поглощаемой жидкости и времени ремонта скважин.
Таким образом применение состава УТЖ VIP позволяет:
- выполнять работы по глушению скважин с АНПД с применением традиционных жидкостей;
- исключить повторное глушение и связанные с ним дополнительные затраты;
- сохранить производительность скважин на доремонтном уровне.
ЛИТЕРАТУРА 1. А. А. Ахметов. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. - Уфа, УГНТУ, 2000г.
2. М. Ю. Попов. Основные проблемы разработки Ямбургского газоконденсатного место-рождения и возможные пути их решения. Доклады конференции "Последние достиже-ния и технологии реновации скважин и повышения эффективности нефтегазодобы-вающих предприятий", г. Новый Уренгой, 04.12.2003г.
3. С. А. Рябоконь, В. И. Бадовская, А.А. Бояркин О выборе жидкостей для консервации нефтяных скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. ? 7-8, 1999г.
4. Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. - М.: Наука, 1969.
5. Cinco-Ley, H.,"Pseudoskin Factors for Partially Penetrating Directionally Drilled Wells", SPE paper 5589, 1975.
ОАО "НПО "БУРЕНИЕ" [email protected]
Автор: С. А. Рябоконь, А. А. Бояркин (ОАО
