ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ © Б.М. Курочкин, Н.А. Черепанова, 2007
УДК 622.245.422.4
Расширение области применения гидрофобного полимерного тампонажного состава Б.М. Курочкин (ВНИИБТ), Н.А. Черепанова (КогалымНИПИнефть)
Г Г
еолого-технические условия бурения нефтяных и газовых скважин в России характеризуются большим многообразием. Однако при освоении и эксплуатации скважин преждевременный выход их из строя, как правило, связан в одних случаях с некачественным креплением колонн и обводнением из-за перетоков воды, в других – с прорывом газа в продуктивный пласт, оттесняющим нефть в глубь пласта. Ассортимент тампонажных составов, применяемых в обводненных скважинах, практически сводится к двум типам: составы на основе минеральных вяжущих, в основном цементов; составы на основе полимеров. Эффективность использования цементов относительно низкая из-за наличия в цементном растворе грубодисперсных цементных частиц, которые при контакте раствора с породой образуют барьер в виде фильтрационной корки [1, 2]. Переход наиболее крупных нефтяных месторождений в Сибири и Поволжье на позднюю стадию разработки обусловливает актуальность повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР). Эффективность технологий РИР определяется свойствами тампонажных составов, которые бы позволяли качественно проводить ремонт по ликвидации негерметичности цементного кольца за колонной и пропусков жидкости в резьбовых соединениях эксплуатационных колонн. Эти тампонажные составы должны отвечать следующим требованиям: - иметь высокую проникающую способность; - быть гидрофобными и селективными по отношению к нефтяным и водонасыщенным породам;
76
03’2007
Expansion of a field of application of hydrophobic polymer plugging composition B.M. Kurochkin (VNIIBT), N.A. Cherepanova (KogalymNIPIneft)
Requirements, made to plugging compositions, which are used at carrying out of repair –insulating works in wells, are considered. Hydrophobic polymer plugging composition is offered. Its rheological properties are given. Technological schemes of performance of repair work in wells with use of this composition are presented.
- обеспечивать возможность регулировать процесс отверждения в широком диапазоне времени и температур; - быть технологичными в исполнении; - позволять применение наполнителей; - иметь достаточную прочность в конкретном случае РИР. Как показывает практика, в настоящее время в области РИР в скважинах существует дефицит таких составов. ВНИИБТ в качестве тампонажного материала для проведения изоляционных работ в наклонно направленных и горизонтальных скважинах был предложен гидрофобный полимерный тампонажный состав (ГПТС), который в течение нескольких лет успешно применяется для ликвидации перетоков воды в затрубном пространстве и отсечения водоносных пластов [3, 4]. Наибольшее распространение ГПТС получил в нефтяных районах Татарстана. Состав технологичен и не требует специального оборудования, морозоустойчив до температуры –40 °С. При изоляционных работах в скважинах с большой приемистостью, например, более 5-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
10 м3/ч, и избыточном давлении 0,1 МПа ГПТС может быть наполнен твердой фазой: цементом, глинопорошком и др. Диапазон его применения – от низкопроницаемых песчаников до трещиноватых карбонатов [5, 6]. ГПТС имеет вязкость 3-4 Па⋅с, при необходимости легко разбавляется углеводородными жидкостями: нефтью, дизельным топливом. При ремонтно-изоляционных работах в наклонно направленных скважинах ГПТС применяется по обычной схеме с использованием пакера. Применение последнего обусловливается тем, что плотность состава ниже плотности воды в скважине и составляет 870-900 кг/м3, что при остановках может привести к его всплытию в трубах или стволе скважины. В то же время это свойство является положительным при установке экрана на границе, где располагается водонефтяной контакт (ВНК). Выбор ГПТС и технологии его применения определяется селективными свойства: при контакте с водой в водонасыщенных средах вязкость состава увеличивается, и со временем он переходит в гель.
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Реологические свойства ГПТС-20А исследовались на вискозиметре «Полимер РПЭ1М» при температуре 25 °С в диапазоне скоростей сдвига 1,4 – 704,8 с-1 (табл. 1). Согласно полученным данным ГПТС-20А является жидкостью с неньютоновскими (псевдопластичными) свойствами. В настоящее время ликвидация перетоков в затрубном пространстве наклонно направленных скважин с применением ГПТС проводится по следующей схеме. В кровле водоносного пласта выполняются 3 – 5 спецотверстий. Над ними устанавливается пакер и через него закачиваются тампонажные составы. В большинстве случаев после ГПТС сразу в этот интервал закачивается цементный раствор. Если целью закачки ГПТС является создание экрана на границе ВНК, то цементный раствор применяется для перекрытия интервала перфорации цементным стаканом. В зависимости от условий в скважинах технологические схемы работ с использованием ГПТС могут изменяться. При изоляционных работах на глубине 1500 м и более, чтобы не закачивать воду из НКТ в изолируемый интервал и не создавать упругий режим в пласте, закачку ГПТС и цемента в колонну труб ведут до запакеровки пакера. При этом согласно расчету соблюдается условие: давление столбов ГПТС и цементного раствора в НКТ должно быть меньше давления столба жидкости за колонной НКТ, исходя из следующего уравнения (рис. 1): h1γж > h2γц + h3γс + h4γж, (1) где h1, h2, h3 – высота столба соответственно жидкости за НКТ, цементного раствора и ГПТС; h4 - расстояние от
Рис. 1. Технологическая схема запакеровки затрубного пространства для закачки ГПТС и цементного раствора: 1 – жидкость, заполняющая скважину; 2 – цементный раствор; 3 – ГПТС
Рис. 2. Технологическая схема запакеровки затрубного пространства с установкой обратного клапана над ГПТС: 1 – жидкость, заполняющая скважину; 2 – обратный клапан; 3, 4 - ГПТС соответственно с добавкой и без добавки цемента
нижней границы столба ГПТС до открытого конца НКТ; γж, γц, γс - удельный вес соответственно жидкости в скважине, цементного раствора и ГПТС. При такой технологии в последнюю порцию ГПТС добавляется до 10 % наполнителя. Буфер из ГПТС плотностью 850900 кг/м3 с наполнителем исключает всплытие полимерного состава. Если предстоит медленное задавливание ГПТС в пласт низкой проницаемости, то в НКТ может быть установлен обратный клапан (рис. 2). При этом последнюю порцию ГПТС рекомендуется утяжелять цементом, который в затрубном пространстве создаст прочный экран на границе с обсадной трубой. При работе по данной схеме перед запакеровкой пакера в скважине также должно соблюдаться соотношение давлений в НКТ и затрубном пространстве с учетом следующего условия:
h1γж>(hcт+h2+h5)γж+h3γс1+h4γс2, (2) где hст - статический уровень в скважине; h2 - расстояние от обратного клапана до статического уровня; h3, h4 - высота столба ГПТС соответственно с добавкой цемента и без нее; h5 - расстояние от нижней границы ГПТС до открытого конца НКТ; γс1, γс2 - удельный вес ГПТС соответственно с добавкой цемента и без нее. В качестве примера рассмотрим РИР с применением ГПТС в обводненной скв. 4196 Западно-Бурейкинского месторождения ЗАО «Татойлгаз» [7]. Работы проводились для установки экрана в продуктивном терригенном нефтенасыщенном пласте в интервале 1566–1583 м, контактирующим с водоносным пластом. Применение цементного раствора результатов не дало. РИР выполнялись при приемистости пласта в перфорированном интервале
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2007
77
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Работы по ликвидации притоков воды в воды с учетом того, что состав будет колонны 3 м3/ч, давлении 9 МПа. В прогоризонтальной скважине чаще всего отверждаться при контакте с ней уже в цессе закачки ГПТС в объеме 1 м3 давлепроводятся по следующей технологии. условиях пласта. В табл. 2 приведены ние на устье скважины повышалось до Сначала в скважину закачивают нефтенаданные по отверждению ГПТС при тем12 МПа. После ГПТС в скважину был закабухающий полимер в нефти для создания пературе от 50 до 120 °С. чан и продавлен в пласт в объеме 100 л фильтрационного слоя, затем ГПТС обычВ Западной Сибири в настоящее цементный раствор. РИР прошли успешно в количестве 3 – 4 м3. Продавка осувремя все большее внимание уделяется но: после перфорации из скважины была добыче нефти из низкопроницаемых получена безводная нефть. ществляется нефтью, что обеспечивает пластов. В связи с этим возникла проРезкое увеличение объема строительравновесные условия для исключения блема эффективного проведения изоляства горизонтальных скважин вызвало перетоков между водопроявляющим и ционных работ в скважинах, эксплуатинеобходимость разработки технологии продуктивным пластами [11]. рующих эти пласты. Специальные и состава для ликвидации в них притоВ связи с ростом числа обводненных исследования по определению возможков воды. Сложность их ликвидации горизонтальных скважин в нефтяных ного применения ГПТС для указанных заключалась в том, что пока не разраборайонах Западной Сибири была изучецелей показали возможность использотаны способы точного определения на возможность применения ГПТС в вания этого состава за счет снижения интервала притока в заполненном скважинах с повышенной температувязкости исходного реагента. водой горизонтальном стволе. Попытки рой. Исследования показали, что в скваДля адаптации технологии к низкоисследований с помощью закачки жиджинах при температуре 70-80 °С технопроницаемым пластам проведены кости с высокой температурой, как это логия применения ГПТС несколько исследования по снижению вязкости иногда делалось в обычных скважинах, упрощается. Если в «холодных» скважиисходного реагента. С этой целью изуне дали результатов. Отождествление нах перед закачкой ГПТС в состав ввочено влияние степени разбавления интервалов с высокими приемистостью дятся в качестве отвердителя вода с ГПТС углеводородным растворителем и пористостью по данным геофизичедобавкой ускорителя отверждения УПна отверждающую способность и вязских исследований и анализа кернов 606/2 и ПАВ, то в «горячих» скважинах костные свойства. В данных эксперитакже не всегда позволяли определить достаточно только воды в количестве 3 ментах использовали керосин плотноинтервалы притоков воды. %. В большинстве случаев ГПТС может стью 741 кг/м3. Результаты приведены в В работе [8] предложен способ опредезакачиваться в таких условиях даже без ления интервала с наибольшей притабл. 3, из которой видно, что раземистостью в горизонтальных сквабавление ГПТС керосином увеличижинах, однако он еще не нашел вает время гелеобразования и снидостаточно широкого применения. жает вязкость. По визуальной оценВ связи с отмеченным ВНИИБТ была ке, разбавление керосином до 20 % предложена технология изоляционнесущественно влияет на качество ных работ в горизонтальных скватампонажной композиции, гелеобжинах с закачкой тампонажного разование происходит в полном состава, который, попадая в нефтяобъеме без отделения растворитеной пласт, мог минимально снизить ля. Разбавление керосином в колиего продуктивность, а после внедречестве более 30 % приводит к обрания в водоносные каналы не извлезованию менее плотных гелей, кался из скважины при освоении. однако процесс происходит также Технология разработана на основе в полном объеме без отделения принципа создания в горизонталь- Примечание. Без отвердителя ГПТС не отверждается в течение растворителя. ной скважине профилактического 3 сут, в остальных случаях образуется прочная резиноподобная На рис. 3 приведена динамика кинемасса. фильтрационного слоя на стенматической вязкости ГПТС по мере ках ее ствола до закачки изоляразбавления керосином при комционного состава [9, 10]. Профинатной температуре. Вязкость лактический фильтрационный измерялась на стеклянном вискослой должен создаваться на оснозиметре ВПЖ-2 с диаметром ве материала, который бы со врекапилляра 2 мм. ГПТС разбавляли в менем разрушался под действиемкости вискозиметра, добавляя ем притока нефти или легко необходимое количество керосивыходил из пор, заполненных на. Исследования показали, что нефтью. Наиболее подходящим вязкость снижается наиболее знадля этого оказался нефтенабучительно при объемной конценхающий полимер, который при трации керосина, равной 15-30 %. относительно длительном конПри разбавлении ГПТС керосином такте с нефтью переходит в вязв количестве 30 % вязкость уменькую жидкость. шается в 2,5 раза.
78
03’2007
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ образования неразбавленного ГПТС. Установлено, что гелеобразование практически не зависит от разбавления керосином до 30 % и происходит в течение 1,5 – 2 ч. Кривая разбавленного ГПТС находится ниже, что свидетельствует о более низкой вязкости Рис. 3. Зависимость вязкости ГПТС от концентрации керосина по сравнению с неразбавленным реагентом. Во время индукционного периода (пока композиция течет) вязкость разбавленного ГПТС в 1,5 раза ниже. Через 5000 с начинается проскальзывание измерительного цилиндра и вязкость не измеряется. В перспективе использование ГПТС в глубоких скважинах. В настоящее время состав был применен в скв. 9120 на Ловенском нефтяном месторождении в ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛЗападная Сибирь». Выводы 1. Гидрофобный полимерный тампонажный состав в присутствии воды в пластовых условиях превращается в резиноподобную массу, которая образует тампонирующий экран. Время гелеобразования Рис. 4. Динамика вязкости ГПТС: составляет 2 – 2,5 ч при температуре 75 – 1 – ГПТС + 30 % дизельного топлива + 3% воды; 2 – ГПТС + 3 % воды 80 °С. Такой состав рекомендуется для проведения РИР с быстрым снижением приемистости изолируемого пласта. 2. В условиях высокотемпературных (с Наряду с этим была изучена кинетика температурой более 80 °С) и низкопронигелеобразования ГПТС, разбавленного цаемых пластов рекомендуется применекеросином объемной концентрацией ние ГПТС в чистом виде, его гелеобразо30 %, по изменению вязкости при скорование протекает при смешивании с пласти сдвига 100 с-1 и температуре 75 °С. стовой водой. В низкопроницаемых колРезультаты приведены на рис. 4. Для лекторах для увеличения проникающей сравнения представлена кинетика геле-
способности состав необходимо разбавить углеводородным растворителем (керосином, дизельным топливом, нефтью) в количестве до 30 % в зависимости от проницаемости и добавлять воду для гелеобразования.
Список литературы 1. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство экономического оздоровления фонда скважин. – Уфа: 1995. 2. Совершенствование технологий устранения негерметичности колонн/Л.М. Козупица, К.В. Стрижнев, Е.А. Румянцева, Р.М. Назметдинов//Интервал. – 2005. – № 4. 3. Курочкин Б.М., Сафиуллин Р.А., Гилязов Ш.Я. Применение ГПТС при изоляционных работах в скважинах//Строительство нефтяных и газовых скважин. – 1998. - № 12. 4. Курочкин Б.М. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах//Газовая промышленность. – 2003. - № 12. 5. Патент РФ 2180391. – Б.И. – 2002. № 7. 6. Патент РФ 2180392. – Б.И. – 2002. № 7. 7. Изоляционные работы в низкопроницаемых скважинах с применением ГПТС и ВНП/Б.М. Курочкин, С.С. Яковлев, Р.В. Давлетшин, Э.Р. Канифов//Нефтепромысловое дело. – 2004. - № 7. 8. Курочкин Б.М., Стерлядов Ю.Р., Ахметшин Р.М. Новая технологическая схема исследования горизонтальных скважин расходомером//Нефтяное хозяйство. – 2004. - № 4. 9. Патент РФ № 2286448. – Б.И. – 2006. № 30. 10. Патент РФ № 2286447. – Б.И. – 2006. – № 30. 11. Вестник буровых подрядчиков. – 2006. - № 3.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
03’2007
79