Гидрофобные эмульсии для заканчивания скважин by Андрей Гурьянов

Бурение скважин УДК 622.276.6

В.И.Токунов, А.З.Саушин, Ю.И.Круглов, Г.А.Поляков (ПО «Астраханьгазпром»), А.В.Мнацаканов (Ассоциация «Буровая техника»)

Гидрофобные эмульсии для заканчивания скважин в условиях трещиноватого коллектора и сероводородного воздействия

V.I.Tokunov, A.Z.Saushin, Y.I.Kruglov, G.A.Poliakov (Industrial Association “Astrahangasprom”), A.V.Mnatsakanov (Association “Burovaya Technika”)

скрытие продуктивных коллекторов трещинного и трещинно-кавернозного типов в отличие от поровых требует соблюдения особых условий, связанных с физическими особенностями строения таких коллекторов. Установлено, что на глубину проникновения глинистого раствора в трещиноватый пласт и величину депрессии при вытеснении в основном влияют его структурно-механические характеристики. Чем выше прочность структуры раствора, тем меньше глубина проникновения его в пласт, но выше давление вытеснения. Кроме того, следует учитывать, что глинистые растворы отфильтровывают водную фазу в матрицу породы вследствие капиллярного всасывания ее в поры и трещины коллектора. Чем ниже проницаемость породы и больше поверхностное натяжение на границе раздела водной фазы раствора и пластового флюида, тем интенсивнее проявляется этот процесс. Потеря водной фазы увеличивает прочность структуры раствора (см. рисунок). Такие изменения фазового соотношения в реальном пласте могут вызвать необратимую кольматацию фильтрационного канала. Известны промысловые данные, свидетельствующие о том, что при вскрытии утяжеленными глинистыми растворами с высокой водоотдачей в течение первых 30-40 сут отфильтровывается 2-4 м3 фильтрата на каждый метр толщины пласта. Интенсивность фильтрации (около 0,14 м3/сут) сохраняется в течение 100-

Hydrophobic emulsions for well completion under conditions of fractured formation and H2S influence Hydrophobic emulsion solution on the basis of amine oxyethylized salts is developed and implemented under conditions of fractured formation and H2S influence. The recipe of hydrophobic emulsion solution with high degree of thermal stability, mudding off and aggregative stability is created. Presented are the results of its lab tests and solution parameters changes during drilling of two wells. Stated is the efficiency of solution application for wells’ completion under above conditions.

120 сут, затем снижается. Проникновение твердой фазы по трещине может достигать нескольких метров. Учитывая изложенное, можем сформулировать требования к буровому раствору при вскрытии трещиноватых коллекторов: создание минимально допустимой репрессии на пласт; наличие быстроформирующейся структуры небольшой прочности; наличие тонкой малопроницаемой корки; возможность противостоять физико-химическому действию окружающей среды (температуры, давления, агрессии пластового флюида и др.).

Зависимость предельного статического напряжения сдвига СНСпред от содержания водной фазы W

Актуальной проблемой является разработка перспективных месторождений нефти и газа, в разрезе которых содержатся сероводород и другие агрессивные газы. Попадание сероводорода в буровой раствор представляет серьезную опасность с точки зрения соблюдения техники безопасности и охраны окружающей среды, возникновения осложнений в процессе бурения, коррозии и сульфидного растрескивания бурильных, обсадных труб и другого оборудования. Такое положение наблюдается на большинстве нефтяных и газовых месторождений Прикаспийского региона. Особенность заканчивания скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ) заключается в том, что продуктивная толща имеет большую толщину (до 200 м) и представлена карбонатными отложениями порово-трещинного типа с довольно низкими емкостными характеристиками. При этом пластовые температуры составляют 110°С, градиент пластовых давлений достигает 1,5, а пластовый флюид содержит около 25% сероводорода и 20% углекислого газа. Опыт использования глинистого раствора в процессе первичного вскрытия продуктивного пласта показал, что происходят интенсивное поглощение бурового раствора и кольматация коллектора. При этом в газе при отдувке скважины в процессе ее освоения отмечалось большое содержание глинистого раствора. Для заканчивания скважин в этих условиях нами был разработан и применен

Бурение скважин

Примечание. Плотность ГЭР составляла 1700 кг/м3, фильтрация равнялась нулю.

гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР) на основе оксиэтилированных солей аминов. Проведенные исследования1 показали, что некоторые системы ГЭР незначительно изменяют свои технологические свойства под действием сероводорода, хорошо его адсорбируют и химически связывают. При этом ГЭР не влияет отрицательно на коллекторские свойства продуктивного пласта. В качестве стабилизатора и эмульгатора ГЭР нами использовался ПАВ - нефтехим, который представляет собой смесь поли-

этиленамидов карбоновых кислот легкого таллового масла и солей пиперазина этих кислот (а.с. № 1310418). Нефтехим выгодно отличается от других эмульгаторовстабилизаторов наличием амидных групп, что способствует получению раствора с высокими термостойкостью и агрегативной устойчивостью к поступлению большого количества выбуренной породы, имеющей ярко выраженный гидрофильный характер поверхности. Для повышения стабилизирующих и термостойких свойств раствора использовался высоко-

окисленный битум. В качестве углеводородной фазы для приготовления ГЭР применялось дизельное топливо. К водной фазе ГЭР, особенно в сложных горно-геологических условиях, предъявляются повышенные требования, и она должна быть представлена водой с определенной степенью минерализации. Наилучшие результаты получены при использовании хлористого кальция. В качестве утяжелителя ГЭР использовался барит. Фильтрация при температуре 110°С определялась на стенде при перепаде давления на фильтре 2,5 МПа и противодавлении, исключающем образование паровой фазы. Параметр «электростабильность» определялся экспресс-методом на приборе фирмы «Бароид». Поступление выбуренной породы моделировали введением в систему глинопорошка, имеющего гидрофильную природу поверхности. Содержание глинопорошка в ГЭР, при котором наступает образование фаз (электростабильность равна нулю), характеризует глиноемкость системы. В результате лабораторных испытаний (табл. 1) была отработана рецептура ГЭР с высокими термостойкостью, глиноемкостью и агрегативной устойчивостью. Утяжеленная баритом система раствора, содержащая дизельное топливо объемной долей 48 %, нефтехим - 2 %, водный раствор хлористого кальция - 50 % и высокоокисленный битум - 1 %, имеет термостойкость более 200°С, глиноемкость - 50 % и низкую фильтрацию. ГЭР с добавкой 2 % ЖС-7 проверялся воздействием на него сероводорода. Технологические свойства ГЭР при этом не ухудшились (табл. 2). Промышленные испытания ГЭР были проведены в скв. 67 и 80 АГКМ. Перед ними кроме собственно проверки рецептуры стояла задача максимального сохранения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта и обеспечения потенци-

Мухин Л.К., Заворотный В.Л. Влияние сероводорода на свойства обратных эмульсий//Бурение. - 1980. - № 7. - С. 25-28.

Бурение скважин

ального дебита. В среднем с учетом приготовления и дообработки раствора в процессе бурения объемный расход химических реагентов составил (%): эмульгатора нефтехим - 4,4; дизельного топлива - 21,8; бишофита - 50,5%; высокоокисленного битума - 2,05; барита - остальное. Для поглощения сероводорода, поступавшего в раствор с выбуренной породой и из продуктивного пласта, в раствор вводился реагент ЖС-7 до концентрации 1 %. Общий расход и ассортимент химических реагентов на приготовление и обработку ГЭР по сравнению с аналогичными скважинами, в которых применялся глинистый раствор, были значительно меньше. Изменение параметров ГЭР в процессе

бурения представлено в табл. 3. Применение ГЭР показало, что раствор сохранял свои технологические параметры в процессе длительной работы (более 2 мес). При этом было пробурено 359 м карбонатного продуктивного пласта, насыщенного газом с высокой концентрацией сероводорода и углекислого газа. В процессе работы не требовалось большого количества времени и химических реагентов для дообработки раствора. В табл. 4 приведены данные по скв. 67, 80 и ближайшим к ним скважинам с аналогичными характеристиками коллектора (эффективная толщина, параметр mh, газонасыщенность), но продуктивный пласт в которых вскрывался с промывкой глини-

стым раствором. Из нее видно, что продуктивность скважин, в которых пласт вскрывался с применением ГЭР, в 2 раза и более выше, чем соседних скважин. Таким образом, применение ГЭР для заканчивания скважин в условиях трещиноватого коллектора и сероводородного воздействия показало следующее. 1. Использование ГЭР при заканчивании газовых скважин в условиях аномально высоких давлений и температур, а также наличия высокоагрессивного пластового флюида при длительном бурении оказалось успешным. 2. В процессе применения ГЭР были установлены стабильность и агрегативная устойчивость системы, минимальные затраты времени на обработку. 3. Затраты на химические реагенты для приготовления и обработки ГЭР оказались в 1,5 раза меньше, чем на глинистый раствор в аналогичных условиях. 4. При отдувке в процессе освоения скважин в газе не отмечалось наличия глинистого раствора или твердой фазы, что свидетельствует об отсутствии кольматации призабойной зоны пласта. В результате использования ГЭР при первичном вскрытии коэффициент продуктивности увеличился в 2 раза и более.

ÜìêçÄã «çÖîíüçéÖ ïéáüâëíÇé» – àëíéóçàä àçîéêåÄñàà èé çÖîíÖÉÄáéÇéåì äéåèãÖäëì êéëëàà, ëíêÄç ëçÉ à áÄêìÅÖÜúü! (Name) Имя ____________________________________________________ (Title) Звание или должность __________________________________________ (Company) Название Вашего предприятия ________________________________ (Address) Адрес __________________________________________________ ____________________________________________________________ Примите мой заказ на подписку за 2160 руб. на 6 ежемесячных номеров (№7-№12 2000 г.) 1. Переведите, пожалуйста, указанную сумму на р/с № 40702810200005115160 в акционерном коммерческом нефтяном инвестиционно-промышленном банке «НЕФТЕПРОМБАНК» г. Москва кор.сч. 30101810800000000272 БИК 044585272 ИНН 7706012770 2. Заполненную подписную карточку и квитанцию перевода вышлите по адресу: 113816, Москва, Софийская наб., 26/1, Редакция журнала «Нефтяное хозяйство»