USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 25.8

+0.06

AИ-92 42.42

+0.01

AИ-95 46.35

0

AИ-98 51.09

+0.03

ДТ 47.67

-0.01

690

Новая жидкость для заканчивания и ремонта скважин, обеспечивающая полное сохранение дебитов и плановые сроки выхода скважин на доремонтный режим эксплуатации

Новая жидкость для заканчивания и ремонта скважин, обеспечивающая полное сохранение дебитов и плановые сроки выхода скважин на доремонтный режим эксплуатации

Практика эксплуатации нефтяных и газовых месторождений показывает существование целого ряда проблем, связанных с качеством глу-шения при заканчивании и ремонте скважин. Основной проблемой являет-ся то, что после глушения солевыми растворами освоение скважины часто сопровождается длительным выводом на режим. Кроме того, некачествен-ное глушение скважин приводит к повторным глушениям, требующим до-полнительных простоев ремонтных бригад. По данным ОАО "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" на месторождениях Западной Сибири среднее время освоения после ремонта скважин, заглушенных водным солевым раствором, составляет от 1 до 5 суток, а время выхода их на режим работы, предшествующий ремонту, достигает 40 - 50 суток. При этом общий недобор нефти за период освое-ния и выхода скважины на режим составляет около 400 - 600 тонн на одну скважино-операцию по ремонту. Для низкопроницаемых пластов показа-тели добычи, предшествующие ремонту, иногда не достигаются даже по-сле длительной эксплуатации. Основными требованиями, предъявляемыми к жидкостям глушения (ЖГ), являются успешное глушение скважин, минимизация потерь време-ни при выводе на режим и сохранение фильтрационных свойств пласта-коллектора. С физико-химической точки зрения идеальная жидкость глу-шения должна отвечать условиям пласта по термостабильности, обладать реологическими свойствами, предотвращающими ее проникновение в мат-рицу продуктивных пород под действием столба основной ЖГ. Очевидно, что с позиции сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта, применение для глушения и вторичного вскрытия товарной нефти является наилучшим вариантом. Однако нефть не отвечает вышеуказанным требо-ваниям, поскольку имеет низкую плотность, и в случае совместного ее применения с водными системами происходит гравитационное замещение, сопровождающееся проникновением в зону перфорации водного раствора и снижением фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. С целью решения вышеуказанных проблем и выполнения обозна-ченных условий глушения скважин в ОАО "НПО "БУРЕНИЕ" разработана и внедрена универсальная технологическая жидкость VIP (viscosifier petroleum). Универсальная технологическая жидкость VIP (УТЖ VIP) вы-пускается согласно ТУ 2458-243-00147001-2002 и представляет собой псевдопластичную, практически не фильтрующуюся в пластовых условиях жидкость гелеобразного вида, основой которой является товарная нефть или стабильный газовый конденсат. Основные физико-химические свойст-ва УТЖ VIP представлены в таблице 1. Преимуществами данной системы являются: - возможность регулирования плотности жидкости на основе нефти в широком диапазоне; - полное сохранение дебитов скважин после ремонта; - обеспечение исключительного блокирующего эффекта (отсутствие фильтрации в пласт); - легкость приготовления (система может приготавливаться как в ста-ционарных условиях, так и непосредственно на скважине); - возможность применения в скважинах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами в условиях АНПД; - сохранение стабильности при пластовой температуре до 120 С.

 

Таблица 1. Физико-химические свойства системы УТЖ VIP

Основным отличием универсальной технологической жидкости VIP от применяемых в настоящее время технологических жидкостей (эмуль-сий, рассолов, загущенных систем на полисахаридной основе и др.) явля-ется создание высокого блокирующего эффекта за счет значительного уве-личения эффективной вязкости в забойных условиях (до 3200мПа с) (рис.1), что исключает его инфильтрацию и обеспечивает полное сохране-ние коллекторских свойств продуктивного пласта вне зависимости от гео-лого-технических условий в скважине, в том числе при АНПД и высокой проницаемости пласта.

 

 

Рис. 1  

Другой важной особенностью предлагаемого углеводородного со-става является возможность увеличения удельного веса до 1,2г/см3, что по-зволяет использовать его в малых объемах (2 - 4 м3) для заполнения, на-пример, только зоны продуктивного пласта. Выше интервала перфорации в скважине находится любая технологическая жидкость меньшей плотности, при этом исключается всплытие УТЖ VIP и перемешивание жидкостей. Универсальная технологическая жидкость VIP применяется в сле-дующих случаях: - перфорация скважин - глушение скважин - длительная консервация скважин - консервация горизонтальных участков скважин на период с момента окончания бурения до освоения - бурение горизонтальных участков скважин При участии специалистов ОАО "НПО "Бурение" успешно прове-дены работы с использованием УТЖ VIP при ремонте и заканчивании скважин в ОАО "Юганскнефтегаз", ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз", ОАО "Удмуртнефть" . Ниже приведены промысловые данные по использованию УТЖ VIP при выполнении различных технологических операций. Консервация горизонтальных стволов с использованием УТЖ VIP была успешно проведена на горизонтальной скважине №7у Котовского месторождения ОАО "Удмуртнефть", особенностью которой является то, что она была пробурена по уплотняющей сетке. Продуктивные пласты Котовского месторождения характеризуются сравнительно невысокими емкостными и фильтрационными свойствами. Проницаемость изменяется по пластам от 0,033мкм2 (подоло-кашир) до 0,649мкм2 (верей). Нефть имеет высокую вязкость по турнейскому объекту (65мПа с) и повышенную по остальным объектам (10,7-20,4мПа с). Нефти сернистые, парофинистые, с невысоким газонасыщением (8,3-15,7м3/т). Основная часть запасов этого месторождения связана с низкопро-дуктивными залежами каширско-подольского, верейского и турнейского возраста. Эксплуатация добывающих скважин ведется механизированным способом, при этом чаще всего в горизонтальные скважины с открытым забоем спускают УЭЦН, а в наклоно-направленные с перфорированным забоем - насосы типа ШГН. После первичного вскрытия продуктивного пласта, которое также осуществлялось при участии специалистов ОАО "НПО "Бурение", и про-ведения окончательного каротажа на скважине №7у было произведено свабирование, в результате чего она работала самоизливом. После предва-рительной оценки потенциальной производительности скважины перед спуском насосного оборудования, а также на время ее обустройства и под-вода коммуникаций, необходимо было произвести щадящее глушение продуктивного пласта для того, чтобы сохранить потенциальную произво-дительность и сократить время вывода скважины на режим. Глушение скважины было проведено в два этапа. На первом этапе произвели промывку ствола скважины на солевой раствор удельным весом 1,07г/см3 с добавлением ПАВ. На втором этапе в интервал открытого ство-ла и выше была закачана пачка универсальной технологической жидкости VIP в объеме 1,5м3. Это позволило избежать фильтрационно-емкостных изменений в пласте при взаимодействии с промывочной жидкостью на водной основе. УТЖ VIP была приготовлена по технологии и рецептуре НПО "Бурение" с использованием стандартного оборудования и специаль-ной техники (ЦА и ППУ). Приготовление УТЖ VIP осуществлялось на ос-нове товарной нефти Котовского месторождения. Основные технологиче-ские характеристики универсальной технологической жидкости VIP перед закачкой в скважину представлены в таблице 2.

 

Таблица 2. Технологические параметры универсальной технологической жидкости VIP перед закачкой в интервал открытого ствола

Удельный вес, г/см3 1,10-1,11
Условная вязкость, с 480
Пластическая вязкость, мПа.с 75
Динамическое напряжение сдвига, дПа n K, Па сn 101 0,32 2,2

 

После обустройства и спуска в скважину УЭЦН-30/1250 на НКТ-60мм произвели запуск насоса. При этом пласт заработал при динамиче-ском уровне 356м. Скважина была выведена на режим в течение одних су-ток с дебитом на 20% выше, чем по базовым скважинам на данной площа-ди. Текущий динамический уровень при эксплуатации на установившемся режиме не превышает 250м, а на базовых скважинах он колеблется в пре-делах 550 800м.

Перфорационные работы На Киняминском месторождении ОАО "Юганскнефтегаз" на сква-жинах № 162, 159, 512, 513 куста 14 и № 514, 517, 518 куста 15 по техноло-гии ОАО "НПО "Бурение" произведено вторичное вскрытие и глушение скважин с использованием УТЖ VIP. Продуктивный пласт представлен объектом ЮС-1(1) и характеризуется проницаемостью 0,03-0,05 мкм2, по-ристостью 13-18%, пластовой температурой 85 С, пластовым давлением на уровне гидростатического. Технологическая схема проведения работ на скважинах представле-на на рисунке 2. Согласно утвержденному плану работ на освоение сква-жины произвели сборку перфоратора ПНКТ-89 с зарядами ЗПКО-89АТ с плотностью 12 отв/м. Спустили перфоратор на трубах НКТ на заданную глубину. Произвели замену солевого раствора плотностью =1,08-1,12г/см3 на техническую воду плотностью =1,03 г/см3. С помощью ЦА приготови-ли УТЖ VIP со следующими параметрами: условная вязкость 295 с, плот-ность 1,10 г/см3, и через трубное пространство закачали в скважину. Для продавки использовалась техническая вода с плотностью 1,03 г/см3.

Рис. 2  

Затем выждали три часа, в течение которых в зоне перфорации из-за разности плотностей произошло замещение технической воды на углево-дородную пачку УТЖ VIP. Установили перфоратор в требуемый интервал и произвели перфорацию в углеводородной среде. После срабатывания перфоратора, обратной промывкой вымыли "шар" и часть жидкости, нахо-дящейся выше циркуляционных отверстий. Далее произвели подготови-тельные работы для свабирования, причем в течение всего времени от сра-батывания перфоратора до начала свабирования в интервале перфорации находилась углеводородная среда. После проведения гидродинамических исследований (КВУ и КВД) перед подъемом НКТ и спуском насосной установки скважины глушили с применением УТЖ VIP в следующем порядке: скважины доливали техни-ческой водой и в зону перфорации и выше на 150-200 метров закачивался раствор УТЖ VIP. На рисунке 3 представлены средние результаты применения УТЖ VIP на 14-ти скважинах Киняминского месторождения. Как видно из ри-сунка, использование УТЖ VIP вместо специально обработанного солево-го раствора позволило увеличить коэффициент продуктивности на 52%. В тех случаях, когда вторичное вскрытие велось без специальных жидкостей наблюдалось снижение коэффициента продуктивности на 13%.

 

Рис. 3

Глушение На скважинах № № 693 и 1080 куста 27 Мегионского месторожде-ния и № 309 куста 10 Северео-Ореховского месторождения ОАО "Слав-нефть-Мегионнефтегаз" произведено глушение с применением состава УТЖ VIP. Геолого-технические данные по скважинам представлены в таб-лице 3. В скважинах проведена кумулятивная перфорация при депрессии на пласт в среде товарной нефти. Снижение уровня производилось с помо-щью передвижной азотной установки СД9/101М. С целью сохранения продуктивности скважины при ее глушении для спуска насосной установ-ки использовалась УТЖ VIP(рис. 4а). После записи КВУ скважину долили нефтью с плотностью 0,85 г/см3 и произвели закачку УТЖ VIP в НКТ-73мм в объеме 0,5 м3, продавили товарной нефтью в объеме труб НКТ. За-тем загерметизировали устье, оставили скважину на осаждение раствора УТЖ VIP в интервал продуктивного пласта на 0,5 часа. Далее через труб-ное пространство над интервалом продуктивного пласта промыли скважи-ну "сеноманской" водой с удельным весом 1,015 г/см3. Убедившись в от-сутствии перелива, подняли НКТ и спустили насосную установку. С мо-мента закачки УТЖ VIP в интервал перфорации до момента запуска насоса в работу прошло 48 часов. На скважине №1080 Мегионского месторождения после проведения перфорационных работ в углеводородной среде был получен неперели-вающий приток нефти с дебитом с дебитом 5,4 м3/сут. Затем в скважине выполнили ГРП и с целью сохранения полученной производительности произвели щадящее глушение скважины с применением УТЖ VIP. Техно-логическая схема проведения работ представлена на рис. 4б. Во всех скважинах на период от подъема труб НКТ до спуска насос-ной установки в интервале продуктивного пласта находилась специальная жидкость УТЖ VIP, что позволило сохранить производительность сква-жин, зафиксированную до глушения.

Фактические данные по скважинам.

Таблица 3.

 

 

Рис. 4а.

 

Рис. 4б.

Таким образом, выполненные работы позволяют сделать заключение о том, что технология глушения и вторичного вскрытия скважин с исполь-зованием в качестве забойной пачки универсальной технологической жид-кости VIP предотвращает снижение коллекторских свойств продуктивного пласта и обеспечивает: - сохранение дебитов скважин, в том числе горизонтальных; - запланированные сроки выхода скважин на режим эксплуатации; - успешное глушение скважин с высокими фильтрационными свой-ствами; - успешное глушение скважин, в которых проведен ГРП.

ЛИТЕРАТУРА

1. Мартынов Б. А., Бояркин А. А., Пенкин А. В. "Опыт применения уни-версальной технологической жидкости VIP при глушении скважины на Котовском месторождении", НТС "БУРЕНИЕ",2003, выпуск 9 с.140-144

2. Куликов А., Исмагилов Т., Шадымухамедов С., Телин А., "Разработка и применение новых составов для глушения скважин на месторождениях НК "Юкос", вестник инжинирингового центра "Юкос", №4 2002

Автор:


Система Orphus