Файл: Обоснование технологии глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором при подземном ремонте.pdf

Скачать файл (6,27Мб)

Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Диссертация

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 07.11.2023

Просмотров: 149

Скачиваний: 3

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Санкт-Петербургский горный университет На правах рукописи
Бондаренко Антон Владимирович ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ Специальность 2.8.4. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель кандидат технических наук, доцент
Мардашов Д.В.
Санкт-Петербург – 2022

2 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ...................................................................................................................... 5 ГЛАВА 1 ОБЗОР И АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВЫСОКОГО ГАЗОВОГО ФАКТОРА 12 1.1 Анализ мирового опыта и характеристика технологий глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором .................................................................... 12 1.1.1 Отечественный опыт ..................................................................................... 12 1.1.2 Зарубежный опыт ........................................................................................... 26 1.2 Оценка перспектив использования различных химических реагентов для приготовления блокирующих полимерных составов для глушения скважин .... 35 1.3 Основные требования и показатели эффективности применения жидкостей глушения скважин ...................................................................................................... 42 1.4 Анализ методик определения газоудерживающей способности блокирующих составов для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором ......... 45 1.5 Выводы по Главе 1 ............................................................................................... 49 ГЛАВА
2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ........................................................................................................ 51 2.1 Методика приготовления полимерного блокирующего состава .................... 51 2.2 Методика определения физико-химических свойств блокирующих составов ....................................................................................................................... 54 2.2.1 Методика определение плотности ............................................................... 54 2.2.2 Методика определения термостабильности ................................................ 55 2.2.3 Методика изучения реологических характеристик .................................... 55 2.2.4 Методика определения коррозионной активности .................................... 62 2.2.5 Методика исследования смешиваемости блокирующих составов с пластовыми флюидами ........................................................................................... 62 2.2.6 Методика проведения исследований по подбору деструктора ................. 63 2.3 Методика исследования газоудерживающей способности блокирующих составов в условиях высокого газового фактора .................................................... 64

3 2.4. Методика проведения фильтрационных исследований блокирующих составов ....................................................................................................................... 71 2.4.1 Подготовка к проведению фильтрационных исследований. 71 2.4.2 Методика проведения фильтрационных исследований ............................. 73 2.5 Выводы по Главе 2 ............................................................................................... 76 ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА БИОПОЛИМЕРНОГО БЛОКИРУЮЩЕГО СОСТАВА ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВЫСОКОГО ГАЗОВОГО ФАКТОРА ................................................................................................ 77 3.1 Внешний вид полимерного состава ................................................................... 77 3.2 Определение физико-химических свойств разработанного блокирующего биополимерного состава ........................................................................................... 78 3.2.1 Результаты определение плотности ............................................................. 78 3.2.2 Результаты определения термостабильности ............................................. 79 3.2.3 Результаты исследования реологических характеристик .......................... 82 3.2.4 Результаты определения коррозионной активности ................................ 107 3.2.5 Результаты исследования смешиваемости блокирующих составов с пластовыми флюидами ......................................................................................... 108 3.2.6 Результаты оценки деструкции .................................................................. 110 3.3 Результаты оценки газоудерживающей способности блокирующих составов в условиях высокого газового фактора .................................................................. 113 3.4 Результаты фильтрационных исследований блокирующих составов .......... 125 3.5 Выводы по Главе 3 ............................................................................................. 132 ГЛАВА 4 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВЫСОКОГО ГАЗОВОГО ФАКТОРА 4.1 Технология глушения нефтяных скважин с применением разработанного биополимерного состава ......................................................................................... 134 4.1.1 Подготовительные работы .......................................................................... 135 4.1.2 Технология приготовления и закачки блокирующего биополимерного состава в скважину ................................................................................................ 136 4.1.3 Охрана труда и промышленная безопасность .......................................... 139

4 4.2 Математическое моделирование процесса глушения нефтяных скважин с применением блокирующего состава .................................................................... 140 4.2.1 Разработка алгоритма расчета технологических параметров при закачке блокирующего состава в скважину ..................................................................... 140 4.2.2 Разработка методики обработки и интерпретации данных реологических исследований блокирующих составов ................................................................ 143 4.2.3 Результаты расчета технологических параметров при закачке блокирующего состава в скважину ..................................................................... 148 4.3 Особенности освоения нефтяных скважин после проведения подземного ремонта с использованием разработанного блокирующего биополимерного состава ....................................................................................................................... 149 4.4 Оценка технико-экономической эффективности от применения разработанного биополимерного состава при глушении нефтяных скважин с высоким газовым фактором .................................................................................... 151 4.5 Выводы по Главе 4 ............................................................................................. 155 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ........................................................................................................... 157 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ .............................. 160 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ........................................................................................... 161 ПРИЛОЖЕНИЕ А Патент на изобретение ............................................................... 181 ПРИЛОЖЕНИЕ Б Патент на изобретение ............................................................... 182 ПРИЛОЖЕНИЕ В Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ .............................................................................................................................. 183 ПРИЛОЖЕНИЕ Г Акт внедрения (Санкт-Петербургский горный университет) 184

5 ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы исследования На сегодняшний день многие месторождения нефти и газа Российской Федерации находятся на завершающей стадии разработки, когда подземный ремонт является частой операцией на скважинах. Для безопасного выполнения ремонтных работ закачка жидкости глушения в скважину оказывается необходимым условием предотвращения газонефтеводопроявления (ГНВП). На значительном количестве таких месторождений, эксплуатируемых в режиме активного заводнения, при снижении пластового давления происходит выделение легких углеводородных компонентов из пластовой нефти и, как следствие, наблюдается рост промыслового газового фактора. При планировании скважинных ремонтных работ на таких месторождениях из-за риска возникновения осложнений необходимо уделять особое внимание вопросам предотвращения прорыва газа. В этой связи, подбор рецептур блокирующих составов и технологий их применения для решения указанной проблемы является важной научно-технической задачей. Анализ геолого-физических условий эксплуатации скважин при высоком газовом факторе показал, что применение традиционных водных солевых растворов технологических жидкостей (ТЖ) при глушении повышает риск возникновения ГНВП. При этом глушение скважин в таких условиях зачастую сопровождается потерей значительных объемов ТЖ, связанных с поглощениями и необходимостью оттеснения пластового газа от призабойной зоны скважины вглубь пласта. В результате наблюдается ухудшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта
(ПЗП), а также увеличение непроизводительного времени проведения ремонтных работ из-за длительных сроков освоения и вывода скважин на режим эксплуатации (ВНР). Возникновение указанных проблем особенно характерно для месторождений Западной Сибири с высоким газовым фактором, где результаты анализа работы добывающих скважин показали, что прорыв углеводородного газа происходит, преимущественно, через высокопроницаемые пропластки неоднородного

6 нефтяного или нефтегазового пласта. Необходимо подчеркнуть, что геологическая особенность разработки нефтегазовых залежей обуславливает наличие таких осложнений, как прорыв газа из газовой шапки в нефтяной пласт, либо снижение пластового давления ниже точки насыщения нефти газом, что неизбежно ведет к увеличению газового фактора. Для решения проблемы прорыва углеводородного газа из пласта в скважину при её глушении перед подземным ремонтом предлагаются различные рецептуры блокирующих составов. При этом зачастую отсутствует обоснование их газоблокирующих свойств, основанное на данных лабораторных исследований. В связи с этим, разработка эффективных рецептур и методик лабораторных исследований жидкостей глушения скважин (ЖГС) перед их подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора, является актуальной задачей для нефтегазодобывающей отрасли Российской Федерации. Решение указанной проблемы связано с изучением поведения сложных реологических систем при их движении по стволу скважины, разработкой способов управления физико- химическими свойствами жидкостей глушения и методик проведения лабораторных исследований для достоверного прогноза их блокирующих свойств в зависимости от геолого-физических условий разработки месторождения. Степень разработанности темы исследования В настоящее время существует большое количество различных рецептур технологических жидкостей, а также методологических и технологических решений по их подбору и применению для глушения нефтяных скважин в осложненных условиях их эксплуатации. На различных этапах развития нефтегазовой отрасли в решение проблем, связанных с глушением скважин перед подземным ремонтом в осложненных условиях, большой вклад внесли отечественные и зарубежные ученые, среди которых можно выделить труды Амияна В.А., Булатова АИ, Глущенко В.Н.,
Демахина С.А., Здольника СЕ, Зейгмана Ю.В., Кендиса М.Ш., Кустышева А.В.,
Мищенко И.Т., Окромелидзе Г.В., Орлова ГА, Петрова НА, Рогачева М.К.,

7
Рябоконь С.А., Телина А.Г., Токунова В.И., Al-Sharji H.H., Egba A.N., Eoff L.S.,
Jia H., Skauge A., Sun X. и других. Однако в работах перечисленных авторов уделено недостаточно внимания вопросу оценки газоудерживающей способности технологических жидкостей при их применении в процессе глушения нефтяных скважин в условиях высокого газового фактора. В литературе отсутствуют данные лабораторных исследований, описывающих механизм прорыва газа в скважину из призабойной зоны пласта, а также его фильтрацию через технологическую жидкость в прискважинной зоне и по стволу скважины. Однако выявление путей миграции газа, изучение механизма формирования изолирующего экрана в системе скважина ‒ ПЗП» и установление зависимости газоудерживающей способности блокирующих составов от их реологических свойств позволят разработать рекомендации к параметрам жидкостей глушения и технологии их применения при проведении ремонтных работ. Объект исследования ‒ нефтяные скважины с высоким газовым фактором. Предмет исследования ‒ фильтрационные и газогидродинамические процессы движения углеводородного газа в системе «ПЗП ‒ скважина при глушении перед подземным ремонтом. Цель работы ‒ повышение эффективности технологии глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора. Идея работы заключается в применении при глушении нефтяной скважины перед подземным ремонтом разработанного блокирующего биополимерного состава с регулируемыми в широком диапазоне структурно-механическими характеристиками и временем гелеобразования для перекрытия интервала перфорации продуктивного пласта с целью предотвращения прорыва углеводородного газа в скважину.
Основные задачи исследования
1. Проанализировать опыт применения современных технологий глушения нефтяных скважин в условиях высокого газового фактора.

8 2. Разработать блокирующий состав для повышения эффективности процесса глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора.
3. Разработать экспериментальный стенд для изучения газоблокирующих свойств технологических жидкостей при моделировании процессов глушения скважин в условиях высокого газового фактора.
4. Исследовать физико-химические, реологические, газоблокирующие и фильтрационные свойства разработанного блокирующего состава в сравнении с наиболее распространенными типами ЖГС при моделировании пластовых условий.
5. При моделировании процесса глушения нефтяной скважины оценить потенциальное влияние разработанного блокирующего состава на фильтрационные характеристики ПЗП.
6. Обосновать технологию глушения и последующего освоения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора с применением разработанного блокирующего состава.
7. Разработать методику прогноза динамики изменения технологических показателей процесса закачки блокирующего состава в скважину при её глушении перед подземным ремонтом.
8. Оценить ожидаемую технологическую и экономическую эффективность от реализации разработанной технологии глушения нефтяных скважин. Научная новизна работы
1. Установлена зависимость времени гелеобразования разработанного блокирующего биополимерного состава (БПС), представляющего собой водный раствор ксантановой камеди, структурированный ацетатом хрома, от концентрации регулятора времени сшивки, которым является водно-спиртовой раствор органических комплексонов
(2-Меркаптоэтанол), позволяющий контролировать интенсивность набора вязкости композиции для её доставки вместо установки за расчетный интервал времени.

9 2. Выявлена закономерность изменения газоудерживающей способности разработанного блокирующего состава, выражающаяся в её повышении приросте эффективной вязкости и предельного напряжения сдвига биополимерной композиции.
3. Установлен механизм формирования разработанным блокирующим биополимерным составом газонепроницаемого экрана, заключающийся в создании в поровом пространстве терригенных пород-коллекторов временного изолирующего слоя, прочность которого зависит от концентрации полимера. Теоретическая и практическая значимость работы
1. Разработан и запатентован (патент РФ №2757626) блокирующий биополимерный состав для применения при глушении нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора (Приложение А.
2. Разработана и запатентована (патент РФ №2749773) методика изучения газоблокирующих свойств технологических жидкостей с использованием лабораторного стенда, представляющего собой модель скважины с вертикальными или горизонтальным окончанием (Приложение Б.
3. Разработана технология глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора с применением разработанного блокирующего состава БПС. Даны рекомендации по последующему освоению скважин после подземного ремонта.
4. Предложен и запатентован алгоритм (программа для ЭВМ
№2020615617) контроля процесса закачки разработанного биополимерного состава в скважину, основанный на данных реологических исследований блокирующих составов и заключающийся в прогнозе величины забойного давления в сравнении с расчетной величиной давления гидроразрыва пласта с целью предотвращения избыточного поглощения технологической жидкости пластом и последующего проникновения углеводородного газа в ствол скважины из ПЗП (Приложение В.
5. Результаты исследования в соответствии с актом от 13.01.2022 включены в состав учебно-методического комплекса для обучения студентов по

10 направлениям подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело и 21.05.06 Нефтегазовые техника и технологии Горного университета (Приложение Г. Методология и методы исследований Работа выполнена с применением стандартных и специально разработанных экспериментальных методик проведения лабораторных исследований. Обработка экспериментальных данных и получение зависимостей осуществлялось на основе методов математической статистики. В вычислительных экспериментах алгоритм автоматизированного расчета разработан с использованием стандартных общепринятых уравнений в виде программного кода, написанного на языке программирования Object Pascal. Положения, выносимые на защиту
1. Разработанный биополимерный состав, представляющий собой сшитую полимерную систему, структурированную ацетатом хрома, является термостабильной вязкоупругой жидкостью с регулируемыми реологическими характеристиками и временем гелеобразования, которая рекомендуется к применению в качестве блокирующей жидкости глушения нефтяных скважин перед их подземным ремонтом в условиях высокого газового фактора.
2. Применение в блокирующем биополимерном составе природного полисахарида в виде ксантановой камеди и регулятора времени гелеобразования, представляющего собой водно-спиртовой раствор органических комплексонов, способствует формированию в интервале перфорации скважины ив поровом пространстве терригенных пород-коллекторов изолирующего экрана, препятствующего прорыву углеводородного газа из пласта в ствол скважины и способствующего сохранению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта. Степень достоверности полученных результатов работы подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с применением современного высокоточного оборудования комплексной лаборатории Повышение нефтеотдачи пластов Санкт-Петербургского горного университета,

11 достаточной сходимостью расчетных и экспериментальных величин и воспроизводимостью результатов. Апробация результатов диссертационной работы проведена на международных и всероссийскихнаучно-технических конференциях, форумах и симпозиумах, в том числе научной студенческой сессии горняков (Польша, г. Краков, Горно-металлургическая академия им. Станислава Сташица, 2018 г международном молодежном научно-практическом форуме Нефтяная столица Россия, г. Ханты-Мансийск, Правительство ХМАО – Югры, 2019-2020 гг.); научно-практической конференции и выставке Инженерная и рудная геофизика
2019» (Россия, г. Геленджик, EAGE, 2019 г VI форуме будущих лидеров Мирового нефтяного совета (Россия, г. Санкт-Петербург, СПГУ, 2019 г международном научно-техническом и инвестиционном форуме по химическим технологиями нефтегазопереработке Нефтехимия (Беларусь, г. Минск,
БГТУ, 2019 г международном научном симпозиуме студентов и молодых ученых имени академика МА. Усова Проблемы геологии и освоения недр Россия, г. Томск, ТПУ, 2021 г международной научно-практической конференции Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса (Россия, г. Нижневартовск, Филиал ТИУ, 2021 г. Публикации Результаты диссертационной работы в достаточной степени освещены в 12 печатных работах, в том числе в 1 статье – в издании из перечня рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, в 5 статьях – в изданиях, входящих в международную базу данных и систему цитирования Scopus. Получено 2 патента на изобретение и 1 свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 14

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из оглавления, введения, 4 глав с выводами по каждой из них, заключения, списка литературы, включающего 154 наименования. Материал диссертации изложен на
184 страницах машинописного текста, содержит 55 рисунков, 32 таблицы и 4 приложения.

12 ГЛАВА 1 ОБЗОР И АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВЫСОКОГО ГАЗОВОГО ФАКТОРА
1.1 Анализ мирового опыта и характеристика технологий глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором В данной главе проанализированы существующие рецептуры жидкостей глушения, а также проработаны технологические аспекты реализации процесса глушения скважин на нефтяных месторождениях. Литературный обзор проводился в несколько ключевых направлениях
 Обзор научно-технической и патентной литературы в области применения блокирующих составов для временной изоляции продуктивного пласта при глушении с целью предотвращения прорыва углеводородного газа в скважину.
 Анализ технологий глушения нефтяных скважин с использованием блокирующих составов для различных геолого-физических характеристик месторождений.
 Теоретическое и экспериментальное обоснование выбора химических реагентов для регулирования физико-химических и реологических свойств блокирующих составов.
1.1.1 Отечественный опыт Глушению подлежат все скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования и газонефтеводопроявлений вне зависимости от величины пластового давления. Согласно [102, 106] к первой категории скважин по опасности возникновения ГНВП относятся скважины, в которых газовый фактор составляет более 200 м
3
/т или 150 мм. В источнике [17] отмечается, что газосодержание пластовых нефтей в связи с высокой растворимостью газов в нефтях может достигать 300-500 мм и более. Величина газосодержания 100-200 мм ‒

13 обычное для большинства нефтей. Но также известно большое число залежей, где фактическое газосодержание нефтей не превышает 8-10 м
3
/м
3
Для нефтяных месторождений Западной Сибири величина газового фактора изменяется в диапазоне от 35 до 100 мм, для нефтегазовых залежей величина газового фактора может доходить до 250 мм и более (рисунок 1.1) [114]. Статистический анализ замеров газового фактора на одном из месторождений Западной Сибири показал, что приросте обводненности до 90-
95 % наблюдалось практически двукратное увеличение промыслового газового фактора по сравнению с первоначальным газосодержанием пластовой нефти [8]. Рисунок 1.1 ‒ Месторождения Западной Сибири с различным газовым фактором Таким образом, при планировании скважинных операций (в том числе, глушения нефтяных скважин) на месторождениях с высоким газовым фактором, в том числе находящихся на поздней стадии разработке, необходимо уделять особое внимание вопросам предотвращения прорыва газа. Научные исследования, заключающиеся в анализе и подборе технологий глушения нефтяных скважин для различных геолого-физических условий, направлены на разработку [92]:
– традиционных жидкостей глушения скважин для создания необходимого забойного давления и сохранения фильтрационных характеристик ПЗП;

14
– блокирующих составов для предотвращения поглощения ЖГС в пласт, прорыва углеводородного газа к устью скважины, сохранения фильтрационных характеристик ПЗП;
– технических устройств, обеспечивающих проведение подземного ремонта скважины безе глушения [75, 76, 80]. Применяемые при глушении нефтяных скважин технологические жидкости и блокирующие составы можно условно разделить наследующие типы рисунок 1.2) [92, 113]. Рисунок 1.2 – Основные типы жидкостей глушения скважин
Анализ результатов экспериментальных исследований и практического применения представленных жидкостей глушения скважин позволил выявить область их эффективного применения (таблица 1.1) [9, 22, 113, 107]. Обоснованный подбор рецептуры для жидкостей глушения при подземном ремонте скважин имеет важное значение в связи с необходимостью надлежащим образом следить за пластовым давлением и предотвращать постоянное снижение проницаемости из-за закупорки каналов твердыми частицами (либо содержащихся в этих жидкостях, либо образующихся в результате их несовместимости, взаимодействия в пласте глинистых материалов или матрицы породы с закачиваемой жидкостью, изменения смачиваемости в результате взаимодействия поверхностно-активных веществ (ПАВ) или чрезмерного поглощения жидкости пластом, что приводит к образованию водяных блоков. Химические реагенты, добавляемые для контроля фильтрации раствора, сохранения реологических свойств или стабильности, могут также ухудшать

15 свойства призабойной зоны и снижать продуктивность скважины. Помимо планирования первичного использования ТЖ, необходимо также составить план работ по её утилизации или восстановлению и повторному использованию до её фактического применения в промысловых условиях [15]. Таблица 1.1 – Область применения основных типов жидкостей глушения скважин Технологическая жидкость Условия применения Обводненность Обводненность Низкое пластовое давление (
АН
ПД
, не доком пенс ац ия)
Ан ом аль новы сок ое пластовое давление Высокотемпературные пласты
°С)
В
одочув ст ви тельные глинистые) коллектора Выс окоп рон иц ае м
ые пласты, естественные или искусственные трещины Вы сок ий газовый фактор м³/т
) Водные системы Техническая вода
+
–
–
–
+
–
–
– Водные солевые растворы
+
–
–
+
+
+
–
– Пенные составы
+
+
+
–
+
+
–
+ Углеводородные системы Товарная нефть
–
+
+
–
+
+
–
– Загущенная нефть
–
+
+
–
–
+
–
– Блокирующие системы Эмульсионные
+
+
+
+
+
+
+
+ Полимерные
+
+
+
+
+
+
+
+ Стоит учесть, что нарушение технологии глушения скважины не только связано с отсутствием должного подбора ТЖ, но и может быть обусловлено техническими причинами отсутствие достоверной информации о состоянии циркуляционного клапана наличие в скважине аварийного инструмента наличие пакерной компоновки особенности подземного оборудования.

16 Так, например, известен способ глушения скважин с пакерной компоновкой, реализуемый путем закачки блокирующей пачки по колонне насосно-компрессорных труб в зону перфорации продуктивного пласта. Недостатком известного способа является невозможность обеспечения надежного глушения скважины из-за скопления газа в подпакерном пространстве выше циркуляционного клапана. Это может привести к возникновения открытого фонтанирования в процессе ремонта скважины [85]. В подобных случаях необходимо должным образом контролировать полное удаление газа из ствола скважины предварительной промывкой водным раствором ПАВ. Анализ проведенных лабораторных исследований и промысловых данных свидетельствует о достаточно низком коэффициенте восстановления проницаемости (КВП) для существующих биополимерных растворов, который составляет порядка 0,3-0,45. При этом для растворов на водной основе различной минерализации КВП может находится в широком диапазоне − 0,45-0,85, а при использовании пенных систем – порядка 0,5. Растворы на углеводородной основе обладают наиболее высоким показателем КВП ‒ около 0,6-0,9 [72]. Широкое использование ЖГС на водной основе для глушения скважин объясняется их доступностью, относительно невысокой стоимостью и простотой приготовления. Хотя установлено, что проницаемость ПЗП по нефти при использовании водных солевых растворов (хлористого кальция (С, хлористого натрия (NaCl) и др) снижается наиболее. Снижение фильтрационных свойств ПЗП происходит за счет кольматации коллектора частицами твердой фазы, блокирование фильтратом пори образование нерастворимых осадков при контакте с пластовыми флюидами. Рассолы гигроскопичны, и поэтому их плотность снижается в результате поглощения водной фазы, например из гидрофильных пластов, что может привести к газонефтеводопроявлениям. Снижение проницаемости происходит также за счет образования высоковязких, тонкодисперсных водонефтяных эмульсий [34, 40]. В

17 итоге это приводит к затруднению фильтрации пластового флюида из удаленной зоны пласта в скважину. Наиболее интенсивно описанные факторы проявляются при глушении скважин в осложненных геолого-физических условиях, в том числе эксплуатирующих объекты с высоким газовым фактором. В этих случаях глушение скважин должно проводиться по комбинированной технологии с использованием в комплексе с традиционными ЖГС специальных блокирующих составов. В качестве таких жидкостей применяют закачку эмульсионных или полимерных систем, отличающиеся повышенной вязкостью и низкой фильтруемостью в ПЗП. В иных случаях возникновение осложнений возможно при неправильном подборе параметров глушения скважин [34, 40]. Если проникновение жидкости глушения в пласт неизбежно, что повышает вероятность поступления пластового флюида из-за снижения веса столба жидкости в стволе скважины, предпочтительнее использование блокирующих эмульсионных составов (инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР), инвертно- мицелярные растворы, инвертно-меловые суспензии) [21, 59]. В обратных эмульсиях внешней дисперсионной средой является углеводородная жидкость например, нефть или дизельное топливо) с добавлением эмульгатора (Нефтенол-
НЗ, НЗб, РХП-60, Алдинол-10, ЭКС-ЭМ или ЯЛАН-Э-2), а плотность блокирующего состава обеспечивается водным солевым раствором различной концентрации [121]. В качестве дисперсной фазы, определяющей вязкостные, структурные и фильтрационные свойства обратной эмульсии, могут применяться также кислоты и щелочи, что позволяет использовать данные системы для восстановления и улучшения фильтрационных свойств ПЗП [1, 13, 51]. Использование таких систем повышает фазовую проницаемость по нефти за счет адсорбции эмульгатора на поверхности породы и её гидрофобизации [37, 66, 67]. Обратные эмульсии могут применяться в качестве газоблокирующего экрана путем заполнения интервала перфорации (открытого ствола) отдельно или в комплексе с полимерными составами, продавливаемыми в ПЗП, для повышения эффективности глушения скважин [116].

18 При всех этих достоинствах ТЖ на углеводородной основе отличаются пожароопасностью, высокой стоимостью и ограниченностью в применении в условиях повышенных пластовых температур [21]. Применение ТЖ на углеводородной основе для глушения скважин в условиях повышенной проницаемости, наличия трещин, сильной расчлененности пласта, а также аномально низкого пластового давления может привести к поглощению жидкости пластом [123, 130]. Для получения ТЖ с плотностью ниже
0,85 г/см
3
необходимо применение специальных облегчающих добавок, которые могут значительно повысить стоимость ремонтных работ [20, 72]. Кроме того, эмульсионные растворы склонны к разжижению при контакте с нефтеносной породой и повышении температуры, что может также приводить к чрезмерному поглощению ТЖ пластом [11, 41, 52, 129]. Осложняет ситуацию также то, что применяемые эмульгаторы зачастую имеют сложный состава их эффективность снижается при превышении температуры стабильности эмульгатора (для многих ПАВ С. Именно поэтому использование подобных углеводородных систем затруднительно из-за сложностей в прогнозировании поведения раствора в конкретных термобарических условиях [21]. Технологические жидкости на углеводородной основе могут закупоривать поровое пространство малопроницаемых пластов, либо поглощаться в больших количествах высокопроницаемыми интервалами, образуя эмульсионные блокирующие экраны в прискважинной зоне. Использование в составе ТЖ кольматирующих наполнителей (например, карбонат кальция) для временного снижения её фильтрации в проницаемые зоны также чревато потенциальными осложнениями. Дело в том, что твердые вещества могут проникать в ПЗП и необратимо снижать её проницаемость из-за гидрофобизации их поверхности и снижения восприимчивости кольматирующей добавки к воздействию кислоты [130]. Кроме того, некоторые материалы для контроля фильтрации ТЖ в пласт (такие как лигносульфонаты, крахмалы, различные нерастворимые сульфаты и оксиды, которые часто применяются как вспомогательные средства к

19 калиброванным сыпучим материалам) либо не обладают термостойкостью, либо могут необратимо закольматировать ПЗП, вследствие того, что кислотный растворили вода не могут вступить сними в прямой контакт. Хранение и/или восстановление свойств таких жидкостей обходится дороже, чем приобретение совершенно новой жидкости. Также, у данных технологических жидкостей ограниченный и довольно низкий предел максимальной плотности, что еще больше ограничивает их область применения и возможность изменения свойств в промысловых условиях. В работе [108] представлено описание состава на углеводородной основе
УТЖ VIP, вязкость которого увеличивается с ростом температуры. Опыт применения технологии глушения скважин с использованием УТЖ VIP свидетельствует о снижении поглощений ТЖ пластом, предотвращении прорыва газа и сокращении ВНР скважин без дополнительного воздействия на ПЗП [108]. Хотя использование указанного состава в нефтяных скважинах может быть малоэффективным из-за потери его подвижности при контакте с нефтью. Согласно [70], в процессе глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором все чаще используются загущенные жидкости глушения на водной основе, представляющие собой пены и полимерные композиции. Пенные системы для временного блокирования продуктивного пласта применяют только в том случае, если технологические свойства пены соответствуют давлениями температурам конкретных залежей при строгом учете изменения этих свойств в результате их взаимодействия с пластовыми флюидами. Если указанное условие выполняется, то ввиду прочного закрепления пузырьков пены в фильтрационных каналах пористой среды в призабойной зоне пласта создается непроницаемый пенный экран. Невыполнение данного условия может спровоцировать необратимые процессы разрушения пены, снятия блокировки и фильтрации водных растворов в пласт. Наряду с этим применение пен ограничено из-за отсутствия необходимого технологического оборудования и несовершенства существующих технологий [95].

20 Одним из решений, описанным в работе [60], является закачка в газовую часть залежи раствора пенообразующего агента (например, растворимый в бензоле кремнийорганический сополимер) для его смешения с закачиваемым или пластовым газом и получения пенной системы. Данные барьер способен закупоривать порового пространство пласта и, тем самым, предотвращать поступления газа в скважину. Однако концентрация указанного реагента должна составлять до 3 % об, причем требуется закачка больших объемов газа (в 3 раза больше объема раствора пенообразующего агента, что осложняет и повышает стоимость проведение ремонтных работ. Более того, глубина продавливания пены в зону ПЗП должна составлять дом. В работе [111] в качестве ТЖ для глушения скважин в рассматриваемых условиях предлагается трёхфазная пена, которая отличается низким градиентом прорыва газа и изменчивостью своих свойств во времени. Так, при контакте с пластовой водой пена разрушается, что может привести к нарушению равновесия системы скважина ‒ пласт. За последние годы разработаны сверхлегкие жидкости глушения (афроны), включающие микроскопические пузырьки газа, имеющие двухслойную оболочку с промежуточным слоем воды. Данные ТЖ представляют собой смесь из воды, загустителя (карбоксиметилцеллюлоза, полисахариды и др) и ПАВ (Сульфонол, ОП, Нефтенол ГФ и др. В тоже время оболочка пузырька воздуха в обычной пене состоит из одного мономолекулярного слоя ПАВ. Именно из-за малого размера и особого строения афроны обладают высокой механической прочностью и стабильностью. Применение технологий глушения скважин с использованием афронов осложнено тем, что процесс их образования происходит лишь при активном диспергировании жидкой фазы и одновременном захвате пузырьков воздуха [86]. Более того такие жидкости отличаются высокой стоимостью. Вспененные гели являются альтернативой простым полимерам для обеспечения контроля подвижности газовой фазы. Они обеспечивают промежуточную степень закупорки и требует значительно меньше полимера, чем объемные гели [137].

21 Вспененный гель представляет собой полимерный сшивающий раствор, содержащий ПАВ, который вспенивается с помощью газа. Основное различие между вспененными гелями и водными пенами заключается в том, что внешняя фаза вспененного геля сшивается, значительно повышая механическую стабильность системы пены. В идеале пенообразующий раствор из полимерного геля не должен образовывать гель вовремя закачки пены в пористую матрицу. Таким образом, вспененная гелевая система вовремя закачки в скважину похожа на водную пену, а после гелеобразования она ведет себя аналогично гелю. Однако барьеры из вспененного геля разрушаются, когда перепад давления превышает критическое значение, величина которого зависит от качества пены (объемной доли газа, проницаемости и свойств геля [137]. Вспененные гелии водные пены обычно создаются путем нагнетания воздуха или газа через специальное оборудование (насос нагнетания жидкого азота, отсекатели, компрессор и другие) под высоким давлением или сверхвысокой скоростью (> 8000 об/мин) перемешивания, что является сложным, дорогими опасным методом приготовления. Кроме того, стабильность пены ограничена ныне используемыми методами добавлением вязкого полимера или структурированием связей полимера за счет добавления химического сшивающего агента. Согласно [144] на Восточно-Мессояхском месторождении в настоящее время происходит прорыв газа из газовой шапки в эксплуатационные скважины из-за сильной неоднородности пласта. Пенный раствор полимера (0,15-0,2 % масс) с добавкой ПАВ продемонстрировал высокую блокирующую способность в керне с высокой проницаемостью, что можно объяснить образованием стабильной пены. При этом высокая концентрация полимера увеличивает начальную вязкость раствора, что не только снижает кратность пены, но и усложняете закачку в пласт. Одним из передовых направлений в области совершенствования технологии глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором является закачка в интервал перфорации полимерных составов, представляющих собой гели

22 различной консистенции (от вязкоупругих до слабо текучих. Подобные составы позволяют надежно изолировать продуктивный пласт и исключить проникновение в него стандартной ЖГС, а также обратное поступление в скважину пластового флюида. В общем случае к данному типу ЖГС относятся гидрогели, водонабухающие, эмульсионные полимеры и полимеры на водной основе (линейные и нелинейные гели. В качестве водорастворимых загустителей ТЖ используются вещества различного происхождения растительные полимеры на полисахаридной модифицированный крахмал, ксантановая, гуаровая камеди и их производные) и карбоксиметилцеллюлозной основе, искусственные полимеры на полиакриловой и полиакриламидовой основе. В качестве сшивающих агентов применяют сульфат меди, сульфат алюминия, хлорид железа, ацетат хрома и др. [59, 93]. Полимерные сшитые системы обладают более высокими структурно- механическими свойствами, по сравнению с вязкоупругими жидкостями для гидроразрыва пласта (ГРП), что препятствует проникновению таких ТЖ в ПЗП. При использовании данного метода изоляции продуктивного пласта важно учитывать степень гидратации полимеров и их реологические характеристики. При этом вязкость неньютоновских жидкостей почти всегда снижается при их сдвиге. Так при радиальном течении жидкости в пласт при постоянном гидростатическом давлении и температуре её скорость сдвига снижается и, соответственно, повышается кажущаяся вязкость [15]. По сравнению с блокирующими эмульсионными составами использование полимерных систем имеет ряд существенных преимуществ
 широкий диапазон регулирования физико-химических свойств
 высокая термостабильность в зависимости от выбранного полимера
 низкая степень фильтрации в ПЗП;
 технологичность в приготовлении и использовании
 экологичность, взрыво- и пожаробезопасность. Недостатком подобных ТЖ является то, что в случае их проникновения в
ПЗП возможно образование устойчивых полимерных пленок (мембран) в порах

23 пород, удаление которых может быть затруднительно в процессе освоения скважины, что может привести к существенному снижению фильтрационных свойств ПЗП. Это обусловлено тем, что фильтрационная корка образуется за счет связывания и структурирования полимерных молекул между собой и сцепления их с породами пласта. Как правило, такие структуры достаточно подвижны в пористой среде и легко проникают в коллектор, закупоривая его поры [21]. Согласно [22, 56, 108], применение вязкоупругих составов является одним из надежных способов блокирования ПЗП от проникновения водного фильтрата. В подобных технологиях применяются составы на полисахаридной основе. В работе Г.В. указано, что в филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (ООО
«ПермНИПИнефть») разработаны рецептуры вязкоупругих составов (ВУС) для нормальных (Си повышенных (до С) температур. Для данных ВУС в качестве полимерной основы выбраны реагенты из класса полисахаридов, которые поданным многих исследователей не образуют осадка ни при каких условиях и оказывают минимальное воздействие на снижение продуктивности пород ПЗП. В качестве сшивающих агентов использовались соединения меди и хрома. Для регулирования плотности ВУС применялась добавка минеральной соли. При глушении скважин в условиях АНПД может быть использован аэрированный ВУС с добавкой пенообразователя. Данная ТЖ представляет собой упругий гель с высокими структурно-механическими свойствами. Пузырьки газа воздуха) надежно удерживаются в структуре ТЖ в течение длительного промежутка времени, в том числе, при неоднократном изменении давления в процессе глушения скважины. Разрушение структурных связей ВУС осуществляется за счет введения в его состав внутреннего деструктора, находящегося в неактивном состоянии, и закачку в скважину послеремонтных работ комплексного состава на основе персульфатов или органических пергидратов и органических кислот с добавлением активатора внутреннего деструктора. Такой состав практически мгновенно разрушает ВУС по всему объему в течение 1-3 часов. Благодаря органической кислоте (лимонной

24 или сульфаминовой кислотам) в комплексном составе, разрушаются связи, сшивающие полимер, и активируется внутренний деструктор, а присутствие перекисного соединения разрушает молекулярную цепочку полимеров, снижая вязкость ВУС. Результаты промысловых исследований свидетельствуют об отсутствии снижения коэффициента продуктивности скважины после её глушения с использованием ВУС, исключении отказов скважинного оборудования за счет полной деструкции данной ТЖ, низкой её фильтрации в пласт и высокой газоудерживающей способности [73]. Однако подобные ВУС являются многокомпонентными системами, отличающиеся сложностью в их приготовлении и использовании. Нарушение технологии применения ВУС может привести к необратимой кольматации порового пространства. Кроме того, для закачки деструктора требуется проведение дополнительных работ по спуску насосно-компрессорных труб (НКТ) или погружного насоса. Авторами [87] разработан вязкоупругий состав на водно-солевом растворе хлорида калия и каустической соды, а также полимер-загуститель с наполнителем (ксантановая камедь и вермикулит, предназначенный для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором и трещинами ГРП. Технология закачки ВУС предполагает временную кольматацию ПЗП с последующей её декольматацией. Состав позволяет надежно блокировать продуктивный пласт, препятствуя поступлению из него газовой пачки. Как показывает промысловый опыт, подобные системы вызывают сложности при освоении и способны необратимо кольматировать поровое пространство коллектора, ухудшая конечную продуктивность скважин. В работе [83] рассмотрена полисахаридная жидкость на водной или водно- солевой основе, представляющая собой гель на основе модифицированного гуара. Данная ТЖ имеет плотность до 1180 кг/м
3
и термостабильна при пластовой температуре до С, обладает низкой фильтрацией, а фильтрат − низким межфазным натяжением на границе с углеводородом и хорошим ингибирующим

25 эффектом по отношению к глинистым породам, возможно регулирование его плотности и вязкости в широких диапазонах. Добавление сшивающих агентов способствует образованию сшитой структуры полисахаридного геля, эффективно блокирующей ПЗП от поступления пластового флюида. Данная ТЖ легко разрушается воздействием 6-12 % масс. раствора соляной кислоты [44]. Однако в условиях АНПД и высокой проницаемости пород-коллекторов отмечался достаточно длительный выход (до 34 дней) скважин на режим эксплуатации из-за повышенной фильтрации полисахаридного геля в пласт [55, 56]. В соответствие с результатами промысловых испытаний, отмечается успешное применение полисахаридной жидкости для глушения скважин в условиях низкопроницаемых терригенных коллекторах с пластовой температурой
80-95 С, а также скважин, имеющих высокий газовый фактор от 300 до
1000 м
3
/т [56]. Для проведения работ по глушению скважин разработана эмульсионная полисахаридная жидкость с повышенной термостабильностью (до 90 С, способствующая предотвращению нефтегазопроявлений при большом газовом факторе. Указанная жидкость содержит полисахаридный загуститель, углеводородную (керосин, дизельное топливо, товарная нефть) и водную (пресная или минерализованная вода) фазы, диэтаноламин, сшиватель СП-РД и водорастворимый ПАВ (например, Нефтенол ВВД). Применение указанного состава позволяет заглушить скважину с чрезмерными поглощениями и низким забойным давлением, при этом наблюдается быстрый выход скважины на режим эксплуатации, в том числе и при малых её дебитах. Однако данный состав является сложнокомпонентным, что затрудняет процесс приготовления и контроля его свойств в промысловых условиях. Кроме того, полисахаридная жидкость обладает пониженной вязкостью при 80 С (около 80 мПа·с), что свидетельствует о её низких газоблокирующих свойствах [84]. Согласно [39, 96] наиболее подходящими для предотвращения прорыва газа является сшитые полимерные системы, образующие гели в пластовых условиях.

26 Широкое применение нашли составы на основе водорастворимых полимеров, преимущественно, полиакриламида. Образование сшитой системы достигается вводом в раствор полимера реагента-гелеобразователя (соли Cr
3+
, Al
3+
), который связывает молекулы полимера между собой и со стенками пор. После проведения ремонтных работ высока вероятность неполного извлечения полимерного состава из ПЗП и, тем самым, снижения продуктивности скважины. В работе [81] предложен вязкий состав на основе моноэтаноламина и полиакриламида. В качестве сшивателя представлен сернокислый алюминий, который приводит к образованию слабой трёхмерной структуры полимера, что обуславливает его низкую прочность. Кроме того, данная ТЖ отличается низкой адгезией и неустойчивостью во времени (возможно отделение воды из состава. В связи с чем, применение рассматриваемой ТЖ нежелательно, в том числе из-за повышенного риска миграции газа из пласта в скважину. Таким образом, недостаток существующих составов на полимерной основе заключается в низкой термостабильности или неконтролируемом росте их вязкости с увеличением температуры, приводящем к необратимой закупорке порового пространства пород ПЗП. Отсутствие регулятора сшивки в большинстве ТЖ говорит об их низкой технологичности составы преждевременно сшиваются до достижения забоя скважины, а в некоторых случаях замедленная скорость гелеобразования приводит к их глубокому проникновению в ПЗП, что осложняет последующее освоение скважины. В сравнении с технологией глушения скважины чистыми водно-солевыми растворами применение полимерных буферов является прогрессивным решением, поскольку позволяет увеличить коэффициент восстановления проницаемости ПЗП по нефти с 0,6 (для случаев глушения хлористым кальцием) до 0,9 (в редких случаях и более при применении совместно с деструктором).
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 14

1.1.2 Зарубежный опыт Применение в качества блокирующей жидкости глушения полимерного состава позволяет предотвратить прорыв газа к устью скважины и снизить

27 степень поглощения ТЖ пластом, нов связи стем, что полимеры могут обладать высокой адсорбцией на поверхности породы, полное разрушение макромолекул загустителя и извлечение состава из ПЗП может быть осложнено. В работе [145] рассмотрена бесполимерная загущенная жидкость на основе цвиттерионного ПАВ. При освоении скважины обеспечивается снижение вязкости данной ТЖ за счет разбавления её водой или нефтью. Однако такая жидкость не сможет обеспечить должное перекрытие интервалов продуктивных пластов из-за взаимодействия с пластовым флюидом, что повышает риск возникновения ГНВП в процессе ремонтных работ. Пены способны блокировать проявление пластового газа и тем самым снижать соотношение газа и нефти, улучшая добычу в целом на месторождении [146]. Автор статьи [142] разработал пенистый раствор для заканчивания скважины, состоящий из воды, солей и вспенивающего агента в виде поверхностно-активного вещества. Например, в работе [152] предложена пена на основе комбинации полимера и сшивателя в виде фенолформальдегидной смолы. В исследовании [143] получен вспененный гель путем закачки азота с помощью поршневого насоса высокого давления и полимера, гомогенно сшитого хромом. Тем не менее, существующие способы получения пены в основном заключаются в сверхвысокочастотном перемешивании или отдельной закачке газов, таких как воздух и азот, что создает определенные технологические трудности и повышает экономические издержки. В работе [149] разработаны жидкости для ремонта скважин, содержащие полые шарики и имеющие плотность от 0,5 до 1,5 г/см
3
, получаемые путем перемешивания при 10000 об/мин. Полые шарики представляют собой закупоривающий материал, состоящий из одного или нескольких газов. Вовремя капитального ремонта скважины было установлено, что благодаря высокой структурной прочности жидкостей при низкой скорости сдвига природный газ прорывается только внутри закупоривающего экрана и не может двигаться вверх к устью скважины, поэтому пути природного газа в стволе скважины изолированы от поверхности земли. Более того, жидкость может полностью

28 перемещаться вверх и вниз, подобно поршневой пробке, при изменении пластового давления. Как и при обычных операциях, добыча может быть восстановлена после капитального ремонта с помощью газлифта. В другой работе [128] применили микропенистую жидкость глушения низкой плотности, приготовленную перемешиванием при 8000 об/мин, для ремонта газовых скважин с низким давлением. Тем не менее, эти методы газогенерации по-прежнему имеют проблемы безопасности и высокую стоимость, и остается вопрос о стабильности этих пен в стволе скважины. В статье [133] авторами предлагается вспененный гель, генерируемый в пластовых условиях, для проведения ремонтных работ. Благодаря высокой скорости гелеобразования, повышенной прочности геля, плотной и мелкодисперсной пространственной структуре пены, что повышает устойчивость системы и позволяет равномерно удерживать газ, данный состав может быть использован для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором. Пена формируется в пластовых условиях с помощью газообразующих химических веществ и пенообразователя (неионогенный ПАВ. Стабильность пены повышается за счет двойного сшивания с применением ацетата хрома III
(Cr
3+
) и полиэтиленимина (PEI), что гарантируете стабильность в стволе скважины. Для приготовления рабочей жидкости химические реагенты смешивают в следующем соотношении 4 % масс. APG0810 (алкилполигликозид)
+ 3 % масс. HPAM (гидролизованный полиакриламид) + 0,2 % масс. Cr
3+
+ 2 % масс. PEI + 1,31 % масс. глутаминовой кислоты + 1,5 % масс. бикарбоната натрия. По результатам лабораторных исследований гель образует на границе с породой низкий адсорбционно-удерживающий слой. Более того, давление прорыва для удаления геля ниже 0,5 МПа, а быстрота восстановления проницаемости пород-коллекторов может достигать 93,9 %, что доказывает эффективность в вопросе отсутствия повреждения пласта вспененным гелем. По сравнению с аналогами, для приготовления вспененного геля отсутствует специальное требование в ультравысокой скорости перемешивания,

29 что является более безопасным, простыми экономичным способом приготовления рабочей жидкости. Однако большое количество используемых химических веществ увеличивают время приготовления и конечную стоимость состава. Кроме того, в данной работе вспененный гель генерировался при температуре 35°C. При более высокой температуре повышается риск разрушения геля. Стоит также отметить сложность подбора компонентного состава газообразующих химических веществ, поскольку большое количество соли, образующейся входе реакции или изначально содержащейся в самом составе, могут привести к уменьшению прочности геля, что способствует схлопыванию пузырьков газа или воздуха и сокращает время стабильности системы. Стабильность пены обеспечивается в течение 4 дней, в течение которого её плотность изменяется от 0,711 до 0,910 г/см
3
. В случае её использования при длительных ремонтных работах (от 4-7 дней и более) высока вероятность ГНВП из-за риска полного разрушения геля. Основной состав жидкости глушения в работе [141]: вода + пенообразователи (0,5 % масс. додецилсульфата натрия и 0,55 % масс. додецилдиметилбетаина) + стабилизаторы пены (0,75 % масс. ксантановой камеди и 0,25 % масс. желатина. Одного пенообразователя обычно недостаточно, потому что даже период полураспада лучшего пенообразователя составляет менее 10 минут. Для этого используют стабилизаторы пены, которые увеличивают вязкость и снижают её текучесть, повышая тем самым стабильность состава. По результатам проведенных исследований загустители можно расположить в следующем порядке снижения периода полураспада ксантановая камедь
> карбоксиметилцеллюлоза натрия > полиакриламид. Только ксантановая камедь может увеличить период полураспада пены более чем на 20 часов. Кроме того, использование в качестве пенообразователя полиакриламида слишком сильно загущает жидкость и затрудняет протекание пены. Ствол скважины должен быть полностью очищен перед закачкой пены, чтобы избежать её контакта с нефтью.

30 Плотность пены также должна быть тщательно рассчитана, чтобы избежать её утечки в ПЗП. В породе продуктивного пласта может содержаться большое количество микротрещин, которые служат каналами для фильтрации газа и нефти в ствол скважины. По мере того, как газ будет продвигаться к стволу скважины, ТЖ будет постоянно поступать в микротрещины пласта, в результате чего происходит замещение жидкости в стволе скважины на пластовый газ. Кроме того, из-за высокой степени сжимаемости природного газа, максимальное объемное его расширение при приближении к устью скважины составляет около 600 раз. Следовательно, даже небольшое поглощение ТЖ пластом приведет к тому, что газ, который его замещает, будет постепенно увеличиваться в объеме по мере его продвижения к поверхности, и забойное давление будет уменьшаться. Данная ситуация может привести к большим рискам возникновения в скважине ГНВП. Полимерный гель является эффективным технологическим решением для предотвращения проникновения газа в ствол скважины при её глушении. Авторы [138] разработали стабильный, высокопрочный блокирующий гель с заданным временем деструкции, который обеспечивал защиту от проникновения ТЖ в пласт и поступления пластового флюида в скважину. В работе [135] рассмотрено применение геля на основе трехвалентного хрома (0,02-0,04 % масс) и частично гидролизованного полиакриламида (0,4-0,6 % масс) для перекрытия пористого и трещинного продуктивного пласта при капитальном ремонте скважины. Время гелеобразования регулируется в диапазоне от 2 до 4 часов. Полимерный гель может быстро сформировать фильтровальную корку и временный закупоривающий слой плотной структуры путем создания избыточного давления нагрузки до 10 МПа, что является эффективным средством для обеспечения достаточной герметичности ПЗП от проникновения газа. Восстановление проницаемости может превышать 85 % для различных проницаемостей керна, а давление прорыва составляет менее 1 МПа, что указывает на то, что временный закупоривающий слой может быть легко разрушен в процессе добычи после проведения ремонтных работ. Например, в

31 работе [119] предлагается инновационный нанокомпозит оксида циркония на основе графена в качестве сшивающего материала с использованием полиакриламидного полимера и его производных. Полимерный гель имеет однородно распределенную трехмерную сетчатую микроструктуру с небольшим размером ячеек, что позволило достичь требуемой термостабильности для надежного удержания воды внутри геля. Однако при глушении скважин с повышенными температурами применение обычных полимерных гелей неэффективно. Поскольку скорость гелеобразования возрастает с повышением температуры, существуют большие проблемы для проектирования гелевых экранов в высокотемпературных пластах. В работе [134] описан нанокомпозитный гель (LPGEL) для предотвращения проникновения газа высокого давления в ствол скважины вовремя бурения и завершения строительства скважины. Состав разработан с использованием 0,1 % масс. пирофосфата калия (TKPP), 0,03 % масс. тиомочевины, 3 % масс. лапонита,
1,2-2 % масс. сульфированного полиакриламида (SPAM) и 0,4-0,8 % масс. растворов катионного органического сшивающего агента ‒ сшитого полиэтиленимина (CPEI). Результаты проведенных исследований показывали, что гель обладает высокой вязкостью, достаточной механической прочностью и хорошей термической стабильностью при высоких температурах. Способность к упругой деформации пробки LPGEL является важным фактором, влияющим на прорыв газа. Однако рассматриваемый нанокомпозитный гель имеет достаточно сложный химический состав, предполагает особые условия смешения реагентов, что осложняет процесс его приготовления на устье скважины. При депрессии
0,3-1,75 МПа отмечается стабильная скорость выхода газа 0,5-5 мл/мин, что снижает перспективы использования данного состава для замедления проникновения газа в ствол скважин при более высоких депрессиях (2-4 МПа. В работе [126] представлен герметизирующий материал на основе сшитого органического полимера (сополимер акриламида и трет-бутилакрилат, сшитый

32 полиэтиленимином) с добавлением кремнеземной муки для проведения операций по перекрытию водо- и газоносного горизонтов. Под воздействием температуры на забое скважины жидкость образует трехмерную гелевую структуру, которая эффективно закупоривает заданный интервал. Герметизирующий материал термостабилен при высоких пластовых температурах (от 60 до 121 °C), обладает регулируемым временем сшивки для перехода от жидкости к трехмерной структуре геля. Гель обладает достаточной прочностью для сопротивления перепадам давления в стволе скважины около
7 МПа и остановки потока воды и газа. Кроме того, герметизирующая система нечувствительна к пластовым флюидам, литологии и/или тяжелым металлам. Несмотря на вышеупомянутое, у состава имеется ряд ограничений углеводородные интервалы должны быть изолированы вовремя обработки. Такое условие может быть связано с негативный влиянием состава на продуктивные интервалы, снижающем конечные фильтрационные свойства пласта. Также использование довольно высокого уровня загрузки кремнеземной муки около 50 % масс) для достижения требуемого контроля потери текучей среды означает, что требуются довольно большие объемы твердого наполнителя, что затрудняет работу по логистике и приводит к проблемам, связанным с необходимостью проведения последующей кислотной обработки скважины. В работе [120] представлена технология газоизоляции, проводимая в условиях трещиноватого карбонатного коллектора. Необходимость разработки такой технологии вызвана прорывом газа и ограничениями на пропускную способность системы транспорта газа, которые привели к закрытию ряда скважин с высоким газовым фактором. Методика подбора химических реагентов для блокировки участков прорыва газа включала в себя следующее
1. Механическая зональная изоляция для точной обработки, когда это возможно, с использованием системы поперечного пакера в открытой части ствола скважины.

33 2. Оценка приемистости скважины, особенно перед обработкой водой (или рассолом) и линейным гелем (например, не сшитым полиакриламидным гелем.
3. Закачка в скважину системы FG (текучего полиакриламидного геля. Высокомолекулярный полимер, особенно когда частично или полностью сшитый, практически не проникает в матрицу породы, что, следовательно, повышает эффективность его проникновения в трещины.
4. Закачка в скважину системы RG ‒ высокопрочный сшитый полимерный гель, способный проникать в поровое пространство пород-коллекторов. Этот гель в основном используется для перекрытия воды и газа вблизи ствола скважины.
5. Регулировка вязкости ТЖ в процессе обработки на основе мониторинга индекса приемистости и диагностики графика закачки. Концентрация геля постепенно снижалась от более низкой до более высокой концентрации к концу обработки. Этому способствовало использование специального устройства для смешивания полимеров, которое добавляет полимер и сшивающий материал в процессе закачки. Хотя в результате проведения опытно-промысловых испытаний (ОПИ) успешность технологии составила не более 60 %. Очень низкая температура коллектора (от 55 до 60 °C) вызывала медленный процесс сшивания геля и его более глубокое проникновение в ПЗП, что осложняло процесс последующего извлечения состава при освоении скважины. Авторами [125] сообщается, что основным классом синтетических полимеров, используемых для контроля прорыва газа и воды на нефтяных месторождениях, являются акриламидные полимеры и сополимеры. Полимерная пена для блокирования газа представляет собой диспергатор газа в жидкой фазе в пористой среде, в которой жидкая фаза непрерывна, а газ занимает больший процент от общего объема состава [151]. Присутствие пены в пористых средах уменьшает их относительную проницаемость для газа, не влияя при этом на относительную проницаемость пород ПЗП для воды или нефти. По проведенной авторами оценке, не все скважины с высоким газовым фактором являются кандидатами на обработку полимерами. Было установлено,

34 что полимеры эффективны только в том случае, если источником поступления газа является матрица пласта или газонасыщенные интервалы. Вином случае газ способствует извлечению нефти, и поэтому обработка ПЗП полимером может привезти к снижению добычи нефти. Также был отмечен отрицательный эффект от ОПИ в случаях, когда радиус и объем полимера были недостаточными. Поэтому правильный отбор скважин-кандидатов и разработка плана обработки являются важным этапом подготовки к операции по глушению скважин в условиях высокого газового фактора. Согласно [153] полимерные гели на основе полиакриламидов могут образовывать непрерывные трехмерные твердоподобные структуры в пласте. Комбинация из 1,5 % масс. HPAM и 0,3-0,8 % масс. PEI обеспечивает срок службы полимерного геля от 15 часов до 9 дней при 40°C, что больше, чему систем, сшитых ацетатом хрома при тех же условиях. Однако если температура достигает 80 °C, молекулярная цепь полимерной системы может быть легко разрушена из-за термической деструкции. Время гелеобразования увеличивается при этом до 2-3 дней. Для температуры более 80 °C разработаны полимерные составы на основе других полиакриламидов: НАР, PAtBA, PAM. Концентрация полимера в них слишком высока и достигает 7 % масс, что значительно увеличивает стоимость технологии. Время гелеобразования в некоторых случаях уменьшается до 40 минут. Результаты исследований [147] показали, что полимерный гель на основе гидролизованного полиакриламида с добавлением ацетата хрома (III) обладает лучшей устойчивостью к воде, чем к CO
2
. Отмечается более высокое давление прорыва газа в кернах с низкой проницаемостью, чем при наличии трещин. Если градиент давления закачки CO
2
ниже, чем градиент давления прорыва геля, не проникнет в зону, обработанную гелем. Напротив, моделирование сценария прорыва газа приведет к значительному разрушению и обезвоживанию геля в результате прохождения CO
2
через гель. В исследовании [150] наночастицы диоксида кремния и оксида алюминия введены в полимеры ксантановой камеди, которые были сшиты ацетатом

35 хрома (III) с образованием трехмерной твердой структуры. Добавление наночастиц незначительно изменяет время гелеобразования и улучшает прочностные свойства геля допри концентрации наночастиц выше 5 гл. В качестве базового полимера выбрана ксантановая камедь, которая растворима в минерализованных водах, обладает низкой адсорбцией на поверхности горных породи более устойчива к разрушению при сдвиге [124]. Полимерный гель на основе ксантановой камеди демонстрирует постепенное увеличение вязкости после начала гелеобразования до стабилизации, указывая на то, что реакция сшивания приближается к концу. В дополнение к этому сообщалось также о способности ксантановой камеди в определенной степени восстанавливаться после механического сдвига [127, 148]. Таким образом, рациональный подход к выбору типа ТЖ с заданными свойствами и правильное составление технологии проведения глушения скважины должны осуществляться с учетом горно-геологических и технологических условий работы скважины. Это позволит уменьшить степень отрицательного воздействия ТЖ на фильтрационные свойства ПЗП [107, 113].
1.2 Оценка перспектив использования различных химических реагентов для приготовления блокирующих полимерных составов для глушения скважин Закачка блокирующего полимерного состава в скважину с высоким газовым фактором производится с целью предотвращения роста количества газа, проникающего из пласта в ствол скважины в процессе её глушения технологической жидкостью. Однако, на начальных этапах закачки полимерного раствора в ствол скважины, образующийся вязкий гель, как правило, проницаем для газа, поскольку не обладает достаточно прочной и однородной структурой. В таком случае, при определенных условиях может произойти прорыв пластового флюида в ствол скважины. Кроме того, по мере повышения вязкости раствора, миграция газа может начаться в результате уменьшения гидростатического давления на забое скважины, создаваемого столбом ТЖ. На более поздних стадиях закачки

36 блок-пачки в скважину, при повышении её вязкости и седиментационной устойчивости, прорыв газа сквозь состав, скорее всего, будет отсутствовать. Тем не менее, загустевание блокирующего состава в ограниченном скважинном пространстве может приводить к появлению разрежения, в результате чего формируются газопроводящие каналы на границе состав ‒ обсадная колонна/НКТ». В работе ЮС. Минченко сказано, что создание на забое скважины избыточного давления, превышающего рассчитанное значение на величину равную потере давления на трение, при закачке полимерного раствора не влияет на процесс образования каналов фильтрации газа. Дополнительной причиной образования газопроводящих каналов является появление зоны смешения скважинной жидкости и буферного раствора из-за непоршневого вытеснения пластового флюида из скважины. При этом на границе раздела «пластовый флюид ‒ буферный раствор образуется смесь с низкими структурно-механическими свойствами. Пластовый газ может попасть в образовавшиеся каналы с дальнейшим его продвижением вдоль оси ствола скважины. Такой эффект может также происходить в условиях неполного замещения пластового флюида, насыщенного газом, буферным раствором. Стоит отметить, что жидкость глушения, по своему функциональному назначению представляющая собой вязкопластичное тело, не будет передавать своё гидростатическое давление на забой скважины. С другой стороны, низкое значение СНС блокирующего состава позволит всплыть пластовому газу. Увеличение вязкости раствора приведет лишь к уменьшению скорости всплытия газа. В результате возможно скопление пластового газа на устье скважины и создание избыточного забойного давления, что может вызвать поглощение ЖГС пластом. Снижение высоты столба жидкости приведёт к новому поступлению газа в скважину [64]. Именно поэтому эффективным решением является закачка в скважину блокирующих полимерных составов при её глушении, обладающих тиксотропными свойствами, в некоторых случаях совместно с традиционными

37 водными растворами ЖГС для создания требуемого гидростатического давления на забое скважины. Полимерные гелевые системы [137] представляют собой смесь двух компонентов ‒ высокомолекулярного полимера и сшивающего агента. В результате получается трехмерный клубок взаимосвязанных полимерных молекул, который перестает вести себя как жидкость ив конечном итоге может образовать жесткий, неподвижный гель. В общем случае подбор типа полимера и его концентрации зависит от степени минерализации и рН водной основы. Поскольку тип соли и её концентрация в ТЖ могут приводить к снижению вязкости закачиваемых в скважину растворов (из-за частичной нейтрализации зарядов полимера, сворачивания молекул. В некоторых случаях наблюдается закупорка пористой среды в результате адсорбции полимера на поверхности породы [95]. Изменение рН среды влияет на реологические характеристики полимерных растворов и возможность их регулирования. Широкое распространение получили полимерные реагенты на основе полисахаридов (целлюлоза, крахмал и их производные, ксантановая камедь) и акрилатов (полиакриламид, гидролизованный полиакриламид, гидролизованный полиакрилонитрил).
Полиакриламидный гель в чистом виде электрически нейтрален. Только при его смешивании с небольшим количеством щелочного раствора (например,
NaOH) или при воздействии повышенной температуры полимер становится восприимчивым к ионному сшиванию. Утверждается, что частично гидрализованный полиакриламид в смеси с ацетатом хрома нечувствителен к рН (примерно от 2 до 12,5). Термостабильность состава при этом может достигать 124 °C. Степень гидролиза полимера обычно варьируется от 0 до 60 %. Частично гидрализованный ПАА как до, таки после гелеобразования может подвергаться воздействию двухвалентных катионов, таких как Ca
2+
, которые относительно широко распространены в пластовых водах. Ионы Ca
2+
связываются

38 с карбоксилатными группами в ПАА, вызывая осаждение свободного полимера. Это становится все более серьезной проблемой по мере увеличения степени гидролиза полимера, которое может увеличиваться с повышением температуры. Одним из решений является использование синтетических полимеров ‒ сополимеров, в которых некоторые амидные группы заменены более инертной химией, которая не гидролизуется до карбоксилата [137]. Кроме того, удаление акриламидов из порового пространства пород ПЗП затруднено из-за их устойчивости к химическому и ферментативному воздействию [15]. На практике на нефтяных месторождениях Западной Сибири для временного отключения продуктивных пластов широко распространены гелеобразные композиции, в частности, вязкоупругие составы на основе полиакриламидов, бихромата натрия и формалина. Эти системы отличаются высокой подвижностью, упругостью химически сшитых макромолекулярных цепей, способностью сохранять пространственную структуру при значительных деформациях и восстанавливать её после снятия нагрузки. При этом существенным недостатком этих и других подобных гелеобразных систем является непредсказуемость их поведения в пластовых условиях, те. отсутствует возможность целенаправленного регулирования времени гелеобразования. В связи с этим, могут быть трудности с полным удалением блокирующего состава из ПЗП и скважины после завершения ремонтных работ [95]. С этой целью эффективна закачка природных полисахаридов, которые способны разрушаться стечением времени в порах пласта под действием различных факторов [10, 55]. Полисахариды могут быть сшиты таким же образом, как и полимеры на основе акрилатов. Они относительно нечувствительны к двухвалентным ионами более устойчивы к температурам. Модифицированный крахмал эффективно уменьшает потери жидкости при промывке и является биоразлагаемым, что обеспечивает естественное разложение полимерной структуры через определенный промежуток времени. Биологическое разложение крахмала происходит через 2-7 дней в зависимости от рН,

39 температуры и обработки раствора бактерицидами [5, 6]. Модифицированный крахмал успешно работает как в пресной, таки в соленой воде. Важной особенностью модифицированного крахмала является его высокая устойчивость к агрессии моно- и поливалентных солей. Кроме того, он экологически безопасен и является широко распространенным реагентом.
Ксантановая камедь регулирует реологические свойства раствора, образуя тиксотропные, густые неньютоновские жидкости с высокими адгезионными и удерживающими свойствами. На вязкость раствора ксантановой камеди не влияют колебания рН 2-12, температуры (нагрев до 90 Си присутствие солей.
Биодеградация ксантана [5, 6] в зависимости от внешних условий происходит в течение 5-15 дней. Уникальность реологических свойств растворов на основе ксантана во многом определяется свойствами упорядоченной структуры их цепей. Такие полимеры имеют как первичную, таки более высокую пространственную структуру. Это связано со слабыми межмолекулярными взаимодействиями [139] и вызвано образованием водородных связей и комплексов. При пластовой температуре выше 75 °C молекулы ксантана приобретают скрученную форму, в которой боковые звенья расположены вокруг основной цепи. Добавление в раствор даже небольшого количества катионов приводит к образованию двойных спиральных молекул ксантана с ионами металлов внутри [132]. Таким образом, растворы ксантановой камеди 1 % масс. или более высокой концентрации почти гелеподобны в состоянии покоя, ноте же самые растворы легко текучи и оказывают очень низкое сопротивление перемешиванию и перекачиванию. Для структурирования полимерных систем применяют сшивающие агенты двух типов
 металлические (ионная связь или хелатирование);
 органические (ковалентная связь. Эффективными металлическими сшивателями являются ионы трехвалентных металлов. Сшиватель Cr
3+
применяется зачастую в виде комплекса

40 ацетат хрома. Сшиватель Al
3+
используется достаточно редко, потому что реакцию сшивки нельзя контролировать или задерживать. С помощью органических сшивателей получают гели для среды с высокой температурой, высокой соленостью, с большей гибкостью во времени схватывания геля (замедленное гелеобразование. Примеры органических сшивателей: фенольные соединения (фенол, фенилацетат, салициловый спирт и др альдегиды (формальдегид, параформальдегид, гексаметилентетрамин и др. В настоящее время компании все чаще начинают применять сшиватели с замедленной скоростью сшивки, при которой в процессе закачки в скважину значительно снижаются потери на трение, поскольку вязкость геля возрастает постепенно и максимальное значение вязкости достигается на забое скважины. Снижение скорости сшивки гелей при высоких температурах достигается путем введения в состав различных замедлителей, таких как ацетаты, цитраты, ацетилацетат, глюконаты и др. [140]. Для удаления блокирующего полимерного состава из ствола скважины и
ПЗП с целью восстановления её проницаемости используют различного рода деструкторы, предназначенных для снижения вязкоупругих свойств загущенных жидкостей. При выборе типа и концентрации добавки для разрушения блок-пачки необходимо учитывать следующее
 экологическую безопасность и токсичность реагентов
 коррозионную активность
 скорость реакции
 вероятность загрязнения коллектора продуктами реакции. Необходимо отметить, что все деструкторы вызывают коррозию в той или иной степени. Их коррозионная активность повышается из-за растворенного кислорода в составе (типично для перекисных деструкторов) и кислой среды растворов. Как показывают результаты исследований, в минерализованных средах коррозия усиливается, принципиальную роль при этом играет тип минерализации. В настоящее время наиболее экономически и технологически целесообразно применение следующих типов деструкторов [74, 140]:

41 1) Кислотные деструкторы на основе растворов сильных кислот неорганические и органические кислоты (соляная, уксусная и др) или эфиры
(триэтилфосфат, метилформиат и др. Данный тип деструкторов является наиболее экономически доступными применяется, преимущественно, для разрушения гелей на основе полисахаридов и их производных. Их эффективность действия не зависит от температуры. Однако такие деструкторы нельзя вводить на стадии приготовления ТЖ из- за нарушения условий сшивки геля. Их использование неэффективно в случае необходимости разрушения составов на основе синтетических полимеров типа акрилатов, а также в карбонатных пластах из-за расхода части деструктора на растворение породы.
2) Окислительные деструкторы (персульфаты аммония и щелочных металлов, бихромат калия, сульфат и нитрат меди, железа и др. Эффективность данного типа деструкторов практически не зависит от рН системы, нов тоже время определяется температурой среды. Окислительные деструкторы могут быть использованы в небольших количествах на стадии приготовления полимерного состава. При этом возникает сложность подбора требуемой концентрации из-за риска нарушения условий сшивки геля. Процесс деструкции геля в присутствии активатора происходит очень быстро и начинается практически сразу после его добавления. Существуют следующие технологии закачки деструкторов:
1) Использование деструктора совместно с другими реагентами при приготовлении блокирующего состава. В данном случае обеспечивается полный контакт деструктора совсем объёмом ТЖ, а значит, достигается высокий КВП пласта за счет практически полного извлечения полимера при освоении скважины. Наиболее перспективны инкапсулированные деструкторы, начинающие действовать через заданный промежуток времени или под действием определенной температуры и давления. Основными недостатками таких деструкторов являются сложность технологии их производства и высокая

42 стоимость. Более того, период активации большинства существующих деструкторов такого типа не превышает 2-3 часа после их введения в систему. При этом блокирующий состав может потерять свои изолирующие и газоудерживающие свойства, требуемые для эффективного глушения скважин, до окончания проведения ремонтных работ.
2) Последовательная одновременная закачка блокирующего состава и раствора деструктора. Данный раствор с относительно слабым деструктурирующим действием не нарушает сшивку полимера и разрушает состав постепенно в течение требуемого времени глушения скважины. При этом выявлено, что разрушение ТЖ протекает слишком медленно, что технологически неоправданно, так как это может привести к непроизводительным затратами повышению стоимости ремонтных работ. Более того, разжижение вязкого блокирующего состава проходит неравномерно, преимущественно, по ослабленным местами на границе блокирующий состав – стенка скважины, что может преждевременно ухудшить изолирующие свойства ТЖ.
3) Закачка деструктора после окончания ремонтных работ. В данном случае деструктор закачивается через НКТ или затрубное пространство, что может требовать проведения дополнительных спускоподъемных операций. Стоит отметить, что проблема правильного подбора технологии деструкции блок-пачки осложняется тем, что требуемый срок сохранения блокирующих свойств ТЖ может существенно изменяться (от 1-2 до 7-10 суток) в процессе проведения ремонтных работ, например, при обнаружении серьезных поломок [73].
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 14

1.3 Основные требования и показатели эффективности применения жидкостей глушения скважин При глушении скважин любая применяемая ТЖ, которая по физико- химическим свойствам отлична от пластовой, способна снизить фильтрационно-

43 емкостные свойства (ФЕС) пласта. Задачи рационального использования запасов нефти требуют особого внимания к вопросу предотвращения снижения ФЕС ПЗП, особенно в последние годы, в связи с вводом в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов и переходом высокопродуктивных залежей в завершающую стадию разработки [13, 79, 104] Традиционные методы глушения скважин, применяемые на подавляющем большинстве разрабатываемых месторождений, оказывают существенное негативное воздействие на породы-коллекторы, снижая их продуктивность (рисунок 1.3) [2, 14, 47]. В связи с этим технологии глушения скважин должны соответствовать следующим укрупненным критериям качества процесса [63]:
 надежность глушения за счет сохранения структурно-механических свойств ЖГС на протяжении всего периода ремонтных работ
 минимизация отрицательного влияния ЖГС на фильтрационно- емкостные свойства ПЗП;
 экологическая чистота и соответствие современным требованиям охраны труда рабочего персонала
 легкодоступность и относительно низкая стоимость компонентов
ЖГС (реагенты должны быть, преимущественно, отечественными, иметь широкий объём производства. Рисунок 1.3 ‒ Виды воздействия технологических жидкостей на призабойную зону пласта

44 Для соблюдения этих критериев ЖГС по своим свойствам должна соответствовать следующим требованиям [9, 47, 113]:
 достаточная плотность для обеспечения необходимого противодавления на пласт
 термостабильность в конкретных условиях применения ЖГС;
 совместимость с пластовыми флюидами предотвращение образования стойких водонефтяных эмульсий, малорастворимых осадков и твердых частиц
 ингибирующее действие на глинистые частицы, предотвращающее их набухание при контакте сводной фазой раствора
 сохранение фазовой проницаемости ПЗП по нефти
 низкое коррозионное воздействие на скважинное оборудование
 негорючесть, нетоксичность, взрыво- и пожаробезопасность
 технологичность в приготовлении из-за минимального числа компонентов и простота закачки
 широкий диапазон регулирования свойств (плотности и вязкости. Последний параметр имеет особо важное значение при планировании операции глушения скважин. Выбор ЖГС, исходя только из экономических показателей и заданных свойств, может привести к серьезным осложнениям. Если скважинные условия не соответствуют области применения ТЖ или они меняются в процессе ремонта скважины, то свойства жидкости должны регулироваться в соответствии с новыми требованиями [15]. Несоблюдение вышеуказанных условий при планировании мероприятий по глушению скважины может привести к потере значительных объемов технологических жидкостей, увеличению сроков проведения ремонта и времени вывода скважины на режим эксплуатации, что, в конечном счете, повлечет за собой рост стоимости подземных работ [43]. Как уже отмечалось в главе 1.1, передовым решением в разработке блокирующих жидкостей для глушения скважин в условиях высокого газового фактора месторождений Западной Сибири является использование сшитых

45 полимерных составов с контролируемым временем гелеобразованием. Скорость изменения вязкости можно регулировать для более эффективного проведения технологических операций. Такие технологии с применением сшитых полимерных составов должны соответствовать следующим дополнительным критериям [93]:
 регулируемые сроки гелеобразования (время формирования геля должно быть достаточным для транспортировки состава в зону установки ‒ от 1,5 до 7 часов
 срок жизни сшитого состава с сохранением структурно- механических свойств и других качественных характеристик должен составлять от 7 до 10 суток
 нахождение в сшитом состоянии с сохранением структурно- механических свойств при температуре до С
 устойчивость к прорыву газа (высокие изоляционные свойства, исключающие прошивку газом и другими пластовыми флюидами
 инертность по отношению к жидкости глушения, в качестве которой могут выступать пресные и минерализованные системы, эмульсионные растворы
 управляемое разрушение состава деструктором;
 продукты деструкции не должны снижать ФЕС продуктивного пласта, не образовывать осадков при смешении с пластовыми водами, иметь минимальную вязкость.
1.4 Анализ методик определения газоудерживающей способности блокирующих составов для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором Проведенный литературный обзор, направленный на поиски изучение передового мирового опыта в проведении глушения нефтяных скважин в условиях высокого газового фактора (более 200 м
3
/т), показал, что в настоящее время нет четко сформулированного и обоснованного метода исследования составов по оценке их газоблокирующих свойств. А большинство предлагаемых

46 рецептур технологических жидкостей неприменимы при глушении скважин в условиях высокого газового фактора. Для изучения газоудерживающей способности гелеобразующего состава, в работе [64] описаны лабораторные эксперименты, входе которых осуществлялось визуальное наблюдение за поведением пузырька воздуха (объемом 1,5 см) внутри исследуемого раствора, помещенного в стеклянную посуду (рисунок 1.4). Рисунок 1.4 ‒ Исследование газоудерживающей способности блокирующего гелеобразующего состава В течение первых трех часов эксперимента оценивалась форма пузырька воздуха и его положение внутри состава. Через 18 часов выдержки состава в состоянии покоя повторно оценивалась форма пузырька, а также наличие воздушных каналов между слоями геля. Ввиду того, что стекло имеет минимальную шероховатость и плохо смачивается полимером, в проведенных экспериментах газ прорывался, преимущественно, вдоль границы раздела жидкость ‒ стекло. Поэтому проводились дополнительные исследования на материале, имитирующем горную породу, внутри которого создавалась полость для заполнения гелеобразующим составом. Порядок выполнения опытов был аналогичен предыдущим. Входе экспериментов было отмечено наличие воздушного пузыря, который удерживается внутри гелевой системы, не всплывая на поверхность. Все это может свидетельствовать о достаточно высокой структурной прочности геля при

47 его взаимодействии с горной породой, а значит, высокой адгезионной и газоблокирующей способности исследованного состава. Согласно [82], газоудерживающая способность составов определялась по скорости всплытия пузырьков воздуха в мерном цилиндре, заполненном исследуемым составом. На дно цилиндра была опущена стеклянная трубка диаметром 1 мм, через которую пропускался воздух при давлении, равном гидростатическому давлению в цилиндре. В работе [4] для изучения скорости всплывания пузырьков разного диаметра были проведены исследования с использованием дистиллированной воды с добавками ПАВ и стабилизаторов (а также без них) на специальном приборе (рисунок 1.5). Для получения пузырьков различных размеров использовались капилляры разных диаметров. Скорость всплывания пузырька определялась повремени прохождения им расстояния между метками. Размер пузырька устанавливался с помощью снятых кадров с использованием микроскопа. Эксперименты проводились при температуре раствора 20 С. Рисунок 1.5 – Схема прибора для определения скорости всплытия пузырьков воздуха
1 ‒ баллон для сжатого воздуха 2, 7 ‒ краны 3 ‒ воздуходувка 4 ‒ стеклянная трубка с горизонтальными метками 5 ‒ линейка 6 ‒ капилляр 8 ‒ образный манометр

48 Входе исследований было установлено, что изменение скорости всплытия пузырьков воздуха зависит от концентрации стабилизатора в растворе. Это можно объяснить тем, что добавки стабилизаторов значительно увеличивают вязкость растворов, вследствие чего скорость подъема пузырьков уменьшается, особенно в области малых размеров. Кроме того, вследствие увеличения прочности оболочек пузырьков воздуха их деформация наступает при большем диаметре, и поэтому граница перехода одного режима течения в другой смещается в сторону пузырьков больших размеров. При этом в работе [4] отмечено, что поверхностно-активное вещество способствует диспергированию воздуха, препятствуя коалесценции отдельных мелких пузырьков друг с другом и образованию из них более крупных пузырьков. Более того, при добавлении ПАВ резко снижается скорость всплытия пузырьков и увеличивается их прочность (максимально снижается при концентрации 1 % масс, минимально при 0,01 % масс. При больших диаметров пузырьков (до 4-5 мм) эффект снижения скорости всплытия уменьшается [4]. Таким образом, в результате исследований [4] установлено, что применение стабилизаторов в сочетании с ПАВ позволяет значительно расширить интервал диаметров пузырьков, в котором достигается наибольшее снижение скорости их всплытия. Причем характер движения пузырьков воздуха почти не меняется с изменением концентрации ПАВ, а зависит от концентрации стабилизатора и вязкости раствора. Следует отметить, что представленные методы определения газоудерживающей способности блокирующих составов являются стационарными и не позволяют оценить поведение системы при перепаде давления, близком к реальным условиям. В связи с этим была предложена разработка экспериментального стенда, представляющего собой модель скважины и позволяющего оценить газоудерживающую способность жидкостей глушения при разном давлении. Принципиальная схема предлагаемого стенда и методика проведения лабораторных исследований блокирующих составов сего использованием представлены в главе 2.3.

49
1.5 Выводы по Главе 1
1. На значительном количестве нефтяных месторождений Российской Федерации, находящихся на поздней стадии разработки, наблюдается рост промыслового газового фактора вследствие снижения пластового давления. Глушение скважин в таких условиях зачастую сопровождается повышенным риском возникновения ГНВП, потерями значительных объемов ТЖ, связанными с поглощениями и необходимостью оттеснения пластового газа вглубь пласта. Для решения данной проблемы необходима разработка блокирующих составов с высокими газоудерживающими свойствами, изучение их поведения при движении по стволу скважины, рассмотрение фильтрационных и газогидродинамических процессов миграции углеводородного газа из ПЗП в скважину и её устью, а также разработка рекомендаций по управлению физико- химическими и реологическими свойствами применяемых жидкостей глушения скважин.
2. На практике для предотвращения прорывов газа из пласта при проведении ремонтных работ на нефтяных скважинах широко используются различные блокирующие составы, представляющие собой полимерные растворы, обратные эмульсии и дисперсные системы с газовой фазой (вспененные гелии афроны).
3. Наиболее предпочтительными блокирующими составами для объекта исследования являются гелеобразующие системы с регулируемыми в широком диапазоне реологическими свойствами и отличающимися высокой термостабильностью и газоудерживающей способностью. При этом применение добавки регулятора гелеобразования в составе полимерной блок-пачки позволяет контролировать скорость набора её вязкости, что позволяет доставлять данную ТЖ в зону установки к моменту её окончательной сшивки.
4. В качестве блокирующей ТЖ для глушения скважин предлагается использование полимерного раствора на основе ксантановой камеди, способного полностью или частично (до полной потери структурно-механических свойств) разрушаться под действием водного раствора соляной кислоты. При этом

50 образуется маловязкая подвижная жидкость, легко извлекаемая из ПЗП при освоении скважины. Более того, ксантановая камедь склонна к биологическому разрушению в течение 5-15 суток в зависимости от внешних условий, что в итоге может привести к полному восстановлению ФЕС ПЗП.
5. Повышение эффективности процесса глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором при их подземном ремонте может быть достигнуто за счет изучения механизма прорыва углеводородного газа из ПЗП в скважину и использования блокирующего полимерного состава, склонного к формированию надежного газонепроницаемого экрана и способного не только к предотвращению поглощений ТЖ пластом, но и сохранению ФЕС ПЗП.

51 ГЛАВА 2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В данной главе приводится описание комплексной методики исследований блокирующих составов для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором. Программа для лабораторных исследований включала в себя следующие этапы [46, 62, 122]:
1. Определение физико-химических свойств полимерного состава
 плотность
 термостабильность;
 реологические характеристики
 время гелеобразования
 коррозионная активность
 совместимость с пластовыми флюидами
 деструкция.
3. Исследование газоудерживающей способности полимерного состава в условиях высокого газового фактора.
4. Фильтрационные исследования полимерного состава в условиях, максимально приближенных к пластовым.
2.1 Методика приготовления полимерного блокирующего состава На основании проведенного литературного обзора и анализа результатов опытно-промысловых испытаний современных технологий глушения скважин глава 1) для проведения лабораторных исследований по разработки блокирующего состава были подобраны следующие реагенты [89]:
‒ водорастворимый органический полимер ‒ ксантановая камедь (КМ, выпускаемая согласно ГОСТ Р 57682-2017;
‒ неорганический сшивающий агент ‒ ацетат хрома (АцХр), выпускаемый согласно ТУ 2499-001-50635131-00;

52
‒ регулятор гелеобразования ‒ 2-Меркаптоэтанол (МЭ) ‒ водно-спиртовой раствор органических комплексонов плотностью 1,0597 г/см
3
, выпускаемый по ТУ 6-09-08-1024-81. В таблице 2.1 представлено описание исходных компонентов БПС. Таблица 2.1 – Исходные компоненты блокирующего биополимерного состава Реагент Описание Внешний вид
Ксантановая камедь водорастворимый органический полимер) Мелкодисперсный порошок белого цвета Ацетат хрома (неорганический сшивающий агент) Твердое кристаллическое вещество темно-зеленого цвета
2-Меркаптоэтанол регулятор гелеобразования) Прозрачная однородная бесцветная жидкость Для приготовления разрабатываемого блокирующего полимерного состава использовалась лабораторная верхнеприводная мешалка Eurostar Power
Control-Visc 6000 (IKA Werke GmbH & Co, Германия. Частота вращения вала мешалки устанавливалась на уровне 300-500 об/мин, чтобы предотвратить механическое разрушение макромолекул полимера. При каждом замешивании исследуемого раствора использовалась химическая посуда с одинаковой геометрией, что предотвращало вероятность изменения числа Рейнольдса и режима течения ТЖ. Время приготовления полимерного раствора составляло в среднем 40 мин. Моментом окончания процесса приготовления считалась полная

53 гидратация полимера в растворителе, о чем свидетельствовало отсутствие твердых частиц полимера. Методика приготовления 100 см БПС (на примере композиционного состава 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) заключалась в следующем
1. На прецизионных весах осуществлялось взвешивание компонентов в следующем содержании полимер – 0,5 г сшиватель – 0,15 г регулятор гелеобразования – 0,12 г.
2. Мерным цилиндром отмерялось 100 см дистиллированной воды (для избегания влияния солей, примесей, содержащихся в пресной воде) в стакане общим объемом 500 см при комнатной температура (23 С.
3. Для снижения потерь при переносе реагентов в емкость для смешения сшиватель и регулятор гелеобразования предварительно разбавлялись водой в объеме 5-10 см 4. Емкость с водой помещалась под мешалку с верхним приводом. Устанавливалась скорость вращения мешалки 500 об/мин.
5. Порционно подавался полимер (с целью недопущения образования нерастворимых комков) в емкость с водой. Приготовление осуществлялось до момента полного растворения полимерной основы вводе (не менее 20 мин.
6. Добавлялся сшивающий агент, после чего перемешивание осуществлялось до момента получения однородной массы в течение 2 мин.
7. Добавлялся регулятор гелеобразования, после чего перемешивание осуществлялось до полного его смешения с полимерной массой (не менее 2 мин. При этом скорость вращения мешалки снижалась до 300 об/мин для предотвращения разрушения полимерных связей, образующихся при сшивке
БПС. Внешний вид блокирующих композиций определялся визуально в проходящем свете в стеклянных банках из бесцветного стекла.

54
2.2 Методика определения физико-химических свойств блокирующих составов
2.2.1 Методика определение плотности Измерение плотности жидких компонентов блокирующих составов при температуре 20 С проводилось с использованием плотномера DE 40 компании
Mettler Toledo (рисунок 2.1). Для этого испытуемая жидкость (объемом несколько миллилитров) загружалась в измерительную трубку прибора, который в автоматическом режиме измерял плотность ТЖ по периоду колебаний трубки. Рисунок 2.1 – Плотномер DE 40 (Mettler Toledo) Плотность сшитых композиций и составов высокой вязкости определялась пикнометрическим методом согласно [30]. Процесс замера плотности при этом состоял из следующих этапов
1. Определялась масса пустого пикнометра с помощью точных весов.
2. Измерялась масса пикнометра, наполненного дистиллированной водой.
3. Измерялась масса пикнометра вместе с блокирующим составом.
4. Определялась плотность блокирующего состава по формуле (2.1):
,
БС
БС
ДВ
ДВ
m
m
m
m






(2.1) где m
БС
– масса пикнометра с блокирующим составом, г, m – масса пустого пикнометра, г, m
ДВ
– масса пикнометра с дистиллированной водой, г,

55
ДВ

‒ плотность дистиллированной воды.
2.2.2 Методика определения термостабильности Для оценки термостабильности исследуемые блокирующие составы помещались в термошкаф с установленной температурой 80 С (усредненная пластовая температура ряда месторождений Западной Сибири) и выдерживались в течение 10 суток (средняя максимальная продолжительность ремонтных работ, параллельно этому контрольные пробы выдерживались 10 суток при стандартных условиях. Через каждые 24 часа визуально оценивалось состояние пробы и изменение её внешнего вида. В случае отсутствия разделения фаз, помутнения, изменения цвета, выпадения осадка, блокирующие составы считались термостабильными и допускались к дальнейшим лабораторным исследованиям. Для эмульсионных составов мерой допуска к дальнейшим исследованиям являлось отсутствие слоя выделившейся дисперсной (водной) фазы. При высоких температурах допускалось небольшое выделение нефтяной фазы, ноне более 5 %, которая легко удалялась путем встряхивания пробы [77, 92, 129].

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 14

2.2.3 Методика изучения реологических характеристик Реологические свойства блокирующих составов определялись при стандартной и пластовой температуре (80 С) согласно [24, 29] с применением универсального ротационного вискозиметра Rheotest RN 4.1 (рисунок 2.2). Измерения проводились с использованием цилиндрической измерительной системы. Данный прибор позволяет определить динамическую вязкость ньютоновских и неньютоновских жидкостей.

56 Рисунок 2.2 – Ротационный автоматизированный вискозиметр Rheotest RN 4.1 Исследование реологических характеристик исследуемых блокирующих составов заключалось в определении следующих параметров [122]:
 кривая вязкости (зависимость эффективной вязкости μ блокирующего состава от скорости сдвига γ);
 критическое напряжение сдвига (КНС) до гелеобразования сшитых композиций, зависимость скорости сдвига γ от напряжения сдвига τ в режиме контролируемого напряжения сдвига. КНС характеризует интенсивность фильтрации блокирующей композиции из ствола скважины в ПЗП и численно соответствует минимальному напряжению сдвига, при котором происходит движение вязкоупругой жидкости в пористой среде [57, 110];
 предельное напряжение сдвига (ПНС) после гелеобразования сшитых композиций в режиме контролируемой скорости сдвига путем построения зависимости скорости сдвига γ от напряжения сдвига τ. ПНС характеризует начальный градиент давления, при котором происходит разрушение структуры композиции и её движение [36, 110];
 временя гелеобразования сшитых композиций в динамическом режиме путем измерения эффективной вязкости μ состава во времени при заданной скорости сдвига, равной скорости закачки состава в скважину, ив статическом режиме осциллирующих напряжений путем измерения комплексной вязкости η* во времени. Исследования в режиме осциллирующих напряжений проводились для определения времени гелеобразования блокирующего состава в состоянии покоя моделирование нахождения полимерного состава в скважине без движения вовремя его выдержки на период гелеобразования) [112]. Время начала гелеобразования определялось как время, при котором происходит интенсивный набор вязкости [61]. Момент времени, когда вязкость стабилизируется или изменяет интенсивность роста, соответствует окончанию процесса гелеобразования [98].

57 С учетом вышесказанного была предложена следующая методика проведения экспериментов по оценки реологических характеристик блокирующих составов [12].
I. Последовательность исследований линейных (несшитых) составов
1) Моделирование процесса начала движения состава (разрушения структуры состава. Определялось ПНС путем построения зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига в режиме контролируемого напряжения сдвига (CS test –
Controlled Stress). ПНС соответствует значению напряжения сдвига τ, предшествующему разрушению структуры состава, и характеризует начало движения композиции. Условия проведения экспериментов были следующие
− предварительная выдержка состава в измерительной ячейке в течение
30 мин
− время эксперимента t = 0-500 с
− напряжение сдвига τ = 0-1000 Па
− температура 80 С. Измерение ПНС проводилось с увеличивающимся шагом напряжения сдвига в диапазоне заданного временного промежутка, причем чем больше исследуемое время, тем точнее значение предела текучести. ПНС характеризует максимальное значение напряжения, после достижения, которого происходит начало движения измерительной системы и рост скорости сдвига.
2) Определение эффективной вязкости проводилось в режиме контролируемой скорости сдвига (CR test – Controlled Rate). Суть метода исследований заключалась в получении зависимости эффективной вязкости от скорости сдвига при постепенном увеличении последнего параметра от 0 до 300 с. Условия проведения эксперимента были следующие
− время эксперимента t = 0-300 с
− режим возрастающей скорости сдвига γ = 0-300 с
− температура 80 СВ связи стем, что некоторые блокирующие составы представляют собой нелинейные гели (содержат в себе сшивающий агент и активатор сшивки, те. изменяют вязкость во времени, то реологические исследования проводились поэтапно согласно следующей схеме [100]:
1) Моделирование условий состояния блокирующего состава сразу после приготовления на устье скважины (до сшивки) для оценки его прокачиваемости через колонну НКТ. Определялась эффективная вязкость состава при различной скорости сдвига скорости закачки в скважину) путем снятия кривой вязкости. Условия проведения эксперимента были следующие
− измерительный цилиндр
H2, толщина полимерного слоя пол = 5,225 мм
− время эксперимента t = 0-300 с
− скорость сдвига γ = 0-300 с
− температура 20 С.
2) Моделирование условий закачки блокирующего состава в колонну НКТ с учетом равномерного изменения температуры по стволу скважины. Определялось время гелеобразования при постоянной скорости сдвига, равной скорости закачки блокирующего состава в колонну НКТ. Условия проведения эксперимента были следующие
− измерительный цилиндр
H2, толщина полимерного слоя пол = 5,225 мм
− время эксперимента t = 25 минут
− скорость сдвига γ = 171 с
− температура T = 20-80 С с шагом 2,4 °С/мин. Расчеты скорости сдвига и времени закачки состава в колонну НКТ проводились исходя из следующих данных усредненной скважины
− условный диаметр НКТ d = 0,073 м, внутренний диаметр НКТ d
внут
= 0,062 м
− глубина спуска НКТ H = 1950 м

59
− расход Q = 4 л/с (при использовании для закачки ЦА-320М со следующими параметрами диаметр втулки d втул
= 115 мм и частота вращения коленчатого вала N = 1700 об/мин). Время закачки блокирующего состава в колонну НКТ определялось по формуле (2.2):
1000
,
60
V
t
Q



(2.2) где V – объем трубного пространства колонны НКТ, м,
Q – расход насосного агрегата при закачке блокирующего состава в скважину, л/с. Объем колонны НКТ определялся из выражения (2.3):
2 4
внут
d
H
V




(2.3) Скорость сдвига рассчитывалась согласно [33, 110] по формуле (2.4):
8
,
ср
внут
d




(2.4) где v ср
– средняя скорость потокам с, определяемая из пропорции (2.5):
2 4
1000
ср
внут
Q
d






(2.5)
3) Моделирование процесса закачки блокирующего состава в пространство эксплуатационной колонны скважины под башмаком НКТ. На данном этапе продолжалось определение времени гелеобразования при постоянной скорости сдвига, равной скорости закачки блокирующего состава в эксплуатационную колонну. Условия проведения эксперимента были следующие
− время эксперимента t = 65 мин
− скорость сдвига γ = 4 с
− температура T = 80 С. Расчеты времени закачки блокирующего состава в открытый ствол скважины (интервал перфорации) и скорости сдвига проводились исходя из следующих данных усредненной скважины
− условный диаметр ЭК D = 0,216 м
− длина скважины L = 2375 м.

60 Время закачки блокирующего состава в эксплуатационную колонну определялось по формуле (2.6):
1000
,
60
V
t
Q



(2.6) где V – объем эксплуатационной колонным Объем эксплуатационной колонны определялся из выражения (2.7):


2 4
D
L H
V





(2.7) Скорость сдвига рассчитывалась согласно [33, 110] по формуле (2.8):
8
,
ср
D




(2.8) где v ср
– средняя скорость потокам с, определяемая из пропорции (2.9):
2 4
1000
ср
Q
D






(2.9)
4) Моделирование процесса начала фильтруемости состава в ПЗП после его закачки в скважину. Определялось КНС путем построения зависимости скорости сдвига от напряжения сдвига в режиме контролируемого напряжения сдвига. КНС определяло интенсивность фильтрации блокирующей композиции из ствола скважины в ПЗП, что важно для оценки его свойств на начальном этапе. Условия проведения эксперимента были следующие
− измерительный цилиндр
H2, толщина полимерного слоя пол = 5,225 мм
− время эксперимента t = 0-500 с
− напряжения сдвига τ = 0-50 Па
− температура 80 С.
5) Моделирование процесса выдержки состава на время реагирования окончания процесса сшивки) при пластовой температуре. Определялось время гелеобразования в статическом режиме осциллирующих напряжений путем построения зависимости комплексной вязкости от времени [112]. Условия проведения эксперимента были следующие

61
− измерительный цилиндр
H2, толщина полимерного слоя пол = 5,225 мм
− время эксперимента t = 3 ч
− частота колебаний ротора f = 1 Гц
− модуль напряжений G = 10 Па
− температура С.
6) Моделирование процесса начала движения блокирующего состава разрушения его структуры) при освоении скважины. Определялось предельное напряжение сдвига путем построения зависимости скорости сдвига от напряжения сдвига в режиме контролируемого напряжения сдвига. ПНС характеризует разрушаемость блокирующего состава при освоении скважины. Условия проведения эксперимента были следующие
− измерительный цилиндр
H2, толщина полимерного слоя пол = 5,225 мм
− время эксперимента t = 0-500 с
− напряжения сдвига τ = 0-1000 Па
− температура 80 С.
7) Моделирование состояния блокирующего состава после закачки в скважину для оценки изменения его эффективной вязкости. Определялась эффективная вязкость блокирующего состава при различной скорости сдвига путем снятия кривой вязкости. Условия проведения эксперимента были следующие
− измерительный цилиндр
H2, толщина полимерного слоя пол = 5,225 мм
− время эксперимента t = 0-300 с
− скорость сдвига γ = 0-300 с
− температура 80 С.

62
2.2.4 Методика определения коррозионной активности Коррозионная активность блокирующих составов оценивалась гравиметрическим методом согласно [31]. Исследования проводились при температуре 80 Св статическом режиме (без перемешивания составов) в течение
24 часов. Скорость коррозии определялась на основе изменения массы образцов металла, в качестве которых использовались плоские прямоугольные пластины из стали марки Ст, поверхность которых подготавливалась согласно [30]. Скорость коррозии металлической пластины определялась согласно формуле (2.10):
1 коррозии t



, (2.10) где m
1
– исходная масса металлической пластины, г, m
2
– масса металлической пластины после проведения эксперимента, г,
S – площадь поверхности металлической пластины, м, t – продолжительность эксперимента, ч.
2.2.5 Методика исследования смешиваемости блокирующих составов с пластовыми флюидами Лабораторные испытания по оценке смешиваемости блокирующих составов с пластовыми флюидами проводились с целью выявления необходимости их применения при закачке в скважину, в том числе недопущения ухудшения их характеристик. Исследования проводились путем смешивания исследуемых блокирующих составов с нефтью и пластовой водой (ρ = 1,02 г/см
3
) в соотношении 1:1. Проба полученного образца перемешивалась путем десятикратного переворачивания емкости и оценивалась визуально на предмет смешиваемости. Затем полученная проба помещалась в термошкаф с установленной пластовой температурой (80 Си выдерживалась в течение 24 часов (интервал времени до начала проведения ремонта. Состояние пробы оценивалось визуально с фиксацией (путем фотосъемки) сразу после приготовления, после перемешивания и через 24 часа.

63 Положительный результат давал состав, который не смешивался с пластовыми флюидами.
2.2.6 Методика проведения исследований по подбору деструктора В рамках рассматриваемого исследования изучалось влияние типа и концентрации деструктора на скорость разрушения блокирующего состава. По результатам проведенных работ оценивалась степень разрушения состава при воздействии на него деструктором. Для химической деструкции биополимерных составов на основе ксантановой камеди используются различные кислоты, способные разрушать образовавшиеся полимерные связи (глава 1). В данных исследованиях в качестве деструктора была выбрана соляная кислота (HCl) с различными концентрациями
6 , 12, 15 и 24 % масс. Методика исследования процесса деструкции биополимерных составов заключалась в следующем
1. Готовились исследуемые составы.
2. После достижения времени гелеобразования взвешивалось одинаковое количество каждого состава массой 10 г, который затем помещался в емкость на
100 см с герметичной крышкой.
3. Взвешивался 6 % масс. раствор соляной кислоты в количестве 50 г, чтобы соотношение исследуемого состава с раствором соляной кислоты составляло 1:5 по массе. Затем раствор соляной кислоты загружался в емкость с блокирующим составом.
4. Емкости плотно закрывались, фотографировались и устанавливались в термошкаф при температуре 80 С.
5. Осуществлялось визуальное наблюдение за пробой в течение 24 часов. Оценивались факт и время разрушения состава.
6. Пункты 3-5 повторялись для соляной кислоты с концентрацией 12, 15 и
24 % масс.

64 Для тестирования готовых блокирующих составов использовались деструкторы и методики их исследования, заявленные производителями. Исследование разрушения сшитых полимерных систем с внутренним деструктором проводилось с посуточной фиксацией изменения внешнего вида до потери их структурных свойств и неизменного визуального состояния пробы. Требованием, предъявляемым к таким составам для глушения скважин, является их полная или частичная разрушаемость при воздействии деструктора, обеспечивающая их беспрепятственное извлечение из скважины при ее освоении. Составы, не удовлетворяющие данным условиям, не могут быть рекомендованы к применению. Поскольку это может повлечь за собой ухудшение фильтрационно- емкостных свойств пород ПЗП, а также сложности при освоении и выводе скважины на режим эксплуатации после проведения ремонтных работ [22, 113].
2.3 Методика исследования газоудерживающей способности блокирующих составов в условиях высокого газового фактора На основании проведенного литературного обзора существующих способов изучения газоудерживающей способности блокирующих составов и анализа результатов их исследований (глава 1) был предложен следующий разработанный комплекс методики экспериментальных стендов.
1. Статические исследования Для оценки газоудерживающей способности блокирующих составов и изучения траектории движения пузырьков газа (воздуха) сквозь них проводились статические исследования с использованием разработанного экспериментального стенда (рисунок 2.3). В экспериментах использовалась стеклянная посуда для визуального наблюдения за процессом всплытия пузырьков воздуха. Эксперименты проводились согласно следующим этапам
I. Определение интенсивности прорыва пузырьков газа (воздуха) в процессе сшивки блокирующих композиций
1. Готовился блокирующий состав объемом 250 см 2. Состав заливался в стеклянную колбу.

65 3. В мерный цилиндр, заполненный исследуемым составом, опускалась стеклянная трубка до отметки шкалы 0 см. Мерный цилиндр закрывался резиновым уплотнителем.
4. В момент заполнения (Т) колбы блокирующим составом воздушным дозатором (шприцом) подавался заданный объем воздуха V
0
= 0,5 см и с помощью секундомера фиксировалось время всплытия пузырька с нулевой отметки, соответствующей 50 см, до отметки 250 см. Через 15 секунд подавался второй объем воздуха, и также фиксировалось время всплытия пузырька.
5. Действия, описанные в пункте 4, повторялись в моменты времени t = T
сш
/ 2, t = T
сш
, t = 2∙T
сш
(T
сш
– время сшивки полимерного состава. Для блокирующих составов с постоянной вязкостью, независящей от времени, T
сш
=
30 минута б Рисунок 2.3 – Определение траектории движения газа (воздуха) сквозь непрозрачный (аи прозрачный (б) блокирующие составы в статических условиях
1 ‒ стеклянная колба 2 ‒ резиновая пробка 3 ‒ стеклянная трубка для подачи газа воздуха) внутрь системы 4 ‒ резиновая трубка 5 ‒ шприц 6 ‒ пузырьки газа (воздуха

66
II. Определение интенсивности прорыва пузырьков газа (воздуха) после сшивки блокирующих композиций
1. Готовился блокирующий состав объемом объемом 250 см 2. Состав заливался в стеклянную колбу.
3. В мерный цилиндр, заполненный исследуемым составом, опускалась стеклянная трубка до отметки шкалы 0 см. Мерный цилиндр закрывался резиновым уплотнителем.
4. Состав выдерживался на время сшивки t = 2∙T
сш
5. После сшивки блокирующего состава, фиксировались объем и время всплытия пузырька воздуха с нулевой отметки, соответствующей 50 см, до отметки 250 см. Динамические исследования Для исследования газоудерживающей способности блокирующих составов при моделировании условий высокого газового фактора разработан экспериментальный стенд, представляющий собой модель скважины [88]. Данный стенд позволяет оценить блокирующие свойства жидкостей глушения для различных типов скважин (вертикальных и горизонтальных) и условий притока пластового флюида (рисунок 2.4).

67 Рисунок 2.4 – Стенд для оценки газоблокирующих свойств жидкостей глушения скважин Методика проведения лабораторных экспериментов для изучения газоудерживающей способности жидкостей глушения заключалась в следующем
1. Лабораторный стенд собирался согласно принципиальной схеме, представленное на рисунке 2.5, и опрессовывался на кратное рабочее давление.

68 Рисунок 2.5 ‒ Принципиальная схема стенда для оценки газоблокирующих свойств жидкостей глушения скважин
1 – газовый баллон с азотом 2 – редуктор 3 – манометр (давление в линии 4 – линия сброса газа 5 ‒ клапан (откр./закр.); 6 – газовая линия подача газа 7 – датчик давления 8 – двухходовой кран 9 – фланцевое соединение 10 – внешняя колонна 11 – центральная лифтовая колонна 12 ‒ крышка с отверстиями 13 ‒ линия отвода жидкости 14 ‒ технологическая емкость 15 – линия подачи жидкости 16 – цилиндр- емкость с жидкостью 17 – насос для подачи жидкости 18 ‒ трехходовой кран 19 ‒ линия контроля выхода газа 20 ‒ счетчик газа. Готовился блокирующий состав объемом 1600 см 3. Состав заливался в цилиндр-емкость.
4. С помощью насоса пустотное пространство колонны заполнялось исследуемым составом.
5. Контроль заполняемости колонны осуществлялся путем наблюдения за выходом состава из центральной лифтовой колонны и далее через крышку с отверстиями по линии отвода жидкости к технологической емкости.

69 6. После этого насос для подачи жидкости отключался и изменялось положение трехходовых кранов, переключением их на линию контроля выхода газа.
7. Блокирующий состав выдерживался на время t = 2∙T
сш
8. Посредством регулирования редуктора в газовой линии устанавливалось давление Р = 0,01 атм, контролируемое манометром на входе во внешнюю колонну.
9. После сшивки состава открывалась запорная арматура, установленная на газовой линии, и газ поступал во внутреннюю полость колонны.
10. Блокирующий состав выдерживался при заданном давлении в течение
15 минут, либо до момента прорыва газа через систему.
11. В течение указанного времени с помощью счетчика фиксировался выход газа из колонны. При этом движение потока возможно по двум каналам ‒ по кольцевому, между внешней колонной и центральной лифтовой колонной, и по центральной лифтовой колонне. Причем оба канала через линию контроля выхода газа соединены со счетчиком газа для обнаружения факта прорыва газа и подсчета его объема. Объем газа на выходе из стенда фиксировался с помощью счетчика газа с погрешностью измерения 1 %.
12. Если газ не прорывался (показания счетчика равно 0 см, давление увеличивалось на Р = 0,01 атм. Система повторно выдерживалась в течение 15 минут с фиксацией выхода газа.
13. Действия, описанные в пункте 9, повторялись до достижения давления Р = 7 атм.
14. В случае изменения показания счетчика эксперимент останавливался. Фиксировалось значение давления, при котором происходил выход газа. На основании полученного давления прорыва определялась величина газового фактора (см. главу 3.3).
15. После окончания эксперимента давление из стенда стравливалось посредством линии сброса газа, путем открытия запорной арматуры. В свою очередь жидкость сливалась через двухходовые краны в систему утилизации.

70 Разработанный экспериментальный стенд [88] позволяет моделировать различные технологические параметры работы скважины, заключающиеся в изменении давления подачи газа с помощью газового баллона и расхода жидкости с помощью насоса. При этом стенд позволяет обеспечить вариативность способов подачи газа во внешнюю колонну путем попеременного или одновременного открытия запорных арматур в нижней части стенда, исследовать движение газа по строго вертикальным трубам (модель вертикальной скважины) или по горизонтальными вертикальным трубам (модель скважины с горизонтальным окончанием, а также по внешней колонне без спуска центральной лифтовой колонны. В экспериментах с использованием газа для оценки блокирующих свойств составов вместо метана был выбран азот. Известно, что практически все изученные залежи Западной Сибири характеризуются преобладанием в составе газа углеводородов метанового ряда до 90-99 % об. Содержание этана (более 10 % об) свойственно для нефтегазоконденсатных и нефтяных залежей, в составе газа которых встречается также пропан, бутан и более тяжелые гомологи. В газах отсутствует сероводород, содержание углекислого газа в среднем составляет 0,6 % об. [7, 71, 118]. Метан и азот являются совместимыми с блокирующими составами, не подвергая их химической деструкции. Поскольку азот является инертным газом. В тоже время, по результатам лабораторных экспериментов по оценки смешиваемости с пластовыми флюидами (см. раздел 3.2.5) были отобраны блокирующие составы, не вступающие во взаимодействие с нефтью, что должно указывать также на их совместимость с метаном согласно [71]. Однако использование метана в лабораторных условиях нежелательно сточки зрения взрыво- и пожаробезопасности. Важной отличительной особенностью метана и азота является сжимаемость их сжимаемость. Сжимаемость метана выше сжимаемости азота (в некоторых случаях более чем в 2-2,5 раза) [69]. В промысловых условиях это может означать, что необходимо поступление значительно большего объема попутного

71 нефтяного газа для создания того же перепада давления, что ив лабораторных условиях при использовании азота.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 14

Смотрите также файлы

Решение Процентный доход fv pv.doc

1жргізуші Армысыздар,рметті стаздар,оушылар! 2жргізуші.docx

Курсовой проект по дисциплине Тепловые и атомные электрические станции на тему Проект энергоблока тэс электрической мощностью 510 мвт.docx

Расчетнографическая.docx

Контрольно измерительные материалы.docx

Файл: Обоснование технологии глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором при подземном ремонте.pdf

Смотрите также файлы

Информация

Списки файлов

Дополнительно