В данной статье описаны основные особенности борьбы с аномально низкими пластовыми давлениями при глушении добывающих скважин, а именно: снижение гидростатического давления, повышение вязкости жидкости, образование временной малопроницаемой корки и создание на поверхности пласта неразлагаемого барьера. Описаны основные преимущества и недостатки каждого из методов, сделан вывод о применимости того или иного метода на отечественных месторождениях.
Состояние нефтегазовой промышленности говорит о достаточной выработанности основных залежей. Чем больше крупных месторождений переходит в заключительную стадию эксплуатации, тем более остро перед нетфегазодобывающими компаниями встает вопрос о текущем и капитальном ремонте скважин. Процесс ремонта скважин неизбежно сопряжен с их глушением. Процесс глушения, однако, сам по себе является достаточно опасной процедурой. Чем хуже пластовые условия, чем меньше изучены физические и геологические свойства пласта, тем выше вероятность ошибиться при составлении рецептуры жидкости глушения скважины (ЖГС). И тем сложнее становится задача при неизбежном снижении пластового давления, когда традиционные жидкости глушения скважин уже не дают должного эффекта и происходят нежелательные поглощения. В данной статье будут рассмотрены основные методы борьбы с поглощениями при глушении скважин, а также их основные преимущества и недостатки.
Основные методы борьбы с поглощением
К поглощению жидкости пластом может относиться полное поглощение всей жидкости (потеря циркуляции), поглощение значительной доли ЖГС или незначительные потери фильтрата. Важно бороться с поглощениями на всех этапах эксплуатации скважины, потому что в случае проникновения в пласт различных жидкостей они могут оказывать негативное влияние как на матрицу горной породы, так и на пластовые флюиды и мелкодисперсные твердые частицы. Также такие жидкости способны переносить в поровое пространство коллектора твердые частицы, которые в свою очередь могут существенно снижать продуктивность проницаемых зон. Описанные выше факторы неизбежно повлияют и на экономическую составляющую, повышая стоимость обслуживания скважины (даже в случае успешного подбора жидкости глушения).
Выделяют три основных метода борьбы с поглощениями:
1. Снижение плотности технологической жидкости для уменьшения гидростатического дифференциального давления столба скважинной жидкости и пластового давления.
2. Повышение вязкости жидкости с помощью растворимых полимеров с высокой молекулярной массой для снижения скорости ухода жидкости в пласт.
3. Добавление нерастворимых взвешенных частиц с разным гранулометрическим составом для механического перекрытия и закупорки пор в пластовой породе и на поверхности вскрытого пласта непроницаемой фильтрационной коркой.
В случае использования бурового раствора для капитального ремонта и заканчивания скважин, необходимо помнить, что он уже обладает необходимой вязкостью, содержит взвешенные частицы и добавки для снижения фильтрации. Напротив, в случае использования в роли технологической жидкости рассола, необходимо добавлять структурообразователи и закупоривающие материалы. И пусть для достижения удовлетворительных свойств буровой раствор еще необходимо подвергнуть обработке, в целом считается, что для операций по глушению он подходит практически сразу [1]. Поэтому имеет смысл остановиться на методах борьбы с поглощением рассолов.
Снижение гиростатического давления
Данный способ борьбы с поглощениями жидкостей глушения является наиболее предпочтительным, если его можно применить. Иногда в результате операций по заканчиванию и капитальному ремонту скважин пласт может повредиться. Именно способ снижения гидростатического давления способен устранить большую часть из повреждений, потому что никакие дополнительные добавки здесь не требуются. Даже в случае промывки ствола скважины, естественной вязкости рассолов будет достаточно для вымывания твердых примесей. При этом не потребуется добавлять в состав загустители. Однако у данного способа есть и своя область применения – снижение гидростатического давления способно вызывать проявления в скважинах, а также дальнейшие неконтролируемые выбросы. Поэтому его есть смысл применять только на скважинах, оборудованных средствами предотвращения газонефтеводопроявлений (ГНВП), либо там, где риск выброса невелик.
Повышение вязкости жидкости
В случае неэффективности предыдущего метода, необходимо применить следующий – повысить вязкость жидкости с помощью растворимых полимеров с высокой молекулярной массой. Эффективность данного метода напрямую зависит от гидратации и реологических характеристик полимеров. Вязкое поведение этих жидкостей почти всегда характеризуется снижением вязкости при сдвиге. Это явление описывается уравнением:
В случае радиальной схемы движения жидкости в пласте и неизменных гидростатическом давлении и температуре, ее скорость сдвига снижается; соответственно, кажущаяся вязкость, напротив, повышается. Скорость радиального течения степенной жидкости в поровое пространство описывается с помощью модифицированной формы уравнения Дарси [13]. Лау доказал [15], что, проинтегрировав уравнения скорости течения, можно составить уравнение зависимости между проницаемостью, пористостью пласта, вязкостью жидкости и глубиной ее проникновения, а также протяженностью проницаемой зоны и дифференциальным давлением. Выглядеть такое уравнение будет следующим образом:
