Ключевые слова: глушение скважин, карбонатный коллектор, трещиноватость, призабойная зона, кольматация, проницаемость.
Глушение – это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и происходит прекращение поступления притока из пластового флюида. Глушение проводится перед подземным ремонтом скважины, или при проведении замены устьевого оборудования [1]. Процесс глушения является одним из основных процессов при проведении освоения и ремонтов скважин, оставаясь неотъемлемой частью разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Эффективность эксплуатации скважин сильно зависит от типа и состава применяемой жидкости глушения [2]. Процесс глушения характеризуется основными параметрами, требуемыми при проведении мероприятия, а именно плотностью и объемом рассчитываемым при помощи выражений:
Где: Рзаб – забойное давление, создаваемое столбом использованной жидкости глушения МПА, Ризб – давление на буфере скважины МПА, Н – расстояние от устья скважины до верхних дыр перфорации по вертикали м.
Объем глушения мы можем определить с применением выражения:
Где: 
– внутренний объем эксплуатационной колонны м3, 
– объем жидкости вытесняемый металлом НКТ м3, 
– объем вытесняемый металлом штанг м3.
Жидкости глушения применяемые при ремонтных работах характеризуются повышенной вязкостью, тампонирующей способностью, не должны способствовать негативному влиянию на коллекторские свойства продуктивных пластов, не образовывать осадки и отложения при контакте со скважинной жидкостью, удовлетворять современным требованиям охраны труда и промышленной безопасности и т.д [3].
Согласно требованиям жидкость глушения должна:
- Иметь плотность достаточную для обеспечения необходимого противодавления, на флюидосодержащие пласты.
- Обеспечивать максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.
- Быть химически инертной к горным породам, которые составляют коллектор.
- Быть совместимой с пластовыми флюидами.
- Исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.
- Иметь фильтрат, обладающий ингибиторными воздействиями на глинистые частицы, предотвращая набухание при любом значении рН пластовой воды.
- Исключать образование водных барьеров и способствовать гидрофобизации поверхности и снижению капиллярных давлений в поровом пространстве коллектора, за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – углеводородный пластовый флюид.
- Быть негорючей взрыво и пожаробезопасной, нетоксичной.
- Обладать низким коррозионным воздействием на металл обсадных труб и скважинное оборудование (скорость коррозии, стали не должна превышать 0,1…0,12 мм/год.
- Быть термостабильной в диапазоне рабочих температур.
- Обладать достаточной морозостойкостью(не кристаллизоваться) на поверхности в зимних условиях.
- Содержать нейтрализатор сероводорода, при использовании на месторождениях с наличием сероводорода.
- Быть технологичной в приготовлении и использовании.
- Иметь технологические свойства, регулируемые введением совместимых друг с другом реагентов.
- Обладать рецептурой, позволяющей регулировать вязкие и структурно-механические свойства, с целью предотвращения поглощения продуктов продуктивным пластом, введением совместимых друг с другом реагентов.
- Иметь температуру при закачке выше 0 оС.
При этом, жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода, общее содержание механических примесей не должно превышать 0,1 г/л, жидкость не должна быть приготовлена на основе технической или пластовой воды, загрязненной примесями минеральных и синтетических веществ и нефтью.
В процессе эксплуатации нередко наблюдается тенденция к постепенному снижению основных технологических показателей разработки, а именно дебита скважин, приемистости нагнетательных скважин, обводненности и коэффициента продуктивности [4]. Жидкость глушения вступает в контакт с продукцией, которая поступает из скважины, контактирует с минералами продуктивного резервуара, технологическими жидкостями, поверхностью насосно-компрессорных труб, обсадных и эксплуатационных колонн, элементов электроцентробежных насосов(УЭЦН), что приводит к ухудшению ФЕС ПЗП [5]. Жидкость глушения содержит фильтрат, который проникает в призабойную зону скважин, что приводит к снижению фильтрационно-емкостных свойств а также повреждению продуктивного пласта [6]. Жидкости глушения которые применяются при проведении ремонтных работ, используются для предотвращения поступления пластовых флюидов в ствол скважины. Основными механизмами которые способствуют появлению повреждения продуктивного пласта являются: проникновение твердых частиц в трещины, каверны и поровое пространство породы, набухание содержащихся в породе глинистых минералов, несовместимость фильтрата с пластовыми флюида [7]. Также к факторам негативного влияния жидкости глушения мы можем отнести закупорку поровых каналов взвешенной твердой фазой, набуханием и дисперсией содержащихся в карбонатном коллекторе глинистых минералов, входящих в том числе в поры, трещины, каверны, набухание пластовых глин, сужение объема мелких пор(капилляров), закупорка пространства пор в прискважинной зоне, в результате проникновения твердой фазы из жидкости глушения, размещения в поровых каналах породы тонкодисперсных частиц [8]. Закупорка твердыми частицами происходит по причине набухания и миграции глинис-тых минералов, поскольку глинистые минералы (смектит, каолинит, монтмориллонит) и прочие тонкодисперсные частицы, могут удерживаться на поверхности пор самыми различными силами, а именно силами Лондона, Ван-дер-Ваальса, электростатическими, гидродинамическими, гравиатационными и силами отталкивания Борна. Они могут приводится в движение при изменении потоков флюидов или же наличием химически несовместимых флюидов [9]. Также одним из механизмов повреждения продуктивного пласта мы можем считать выпадение из раствора жидкости глушения нерастворимых солей или коллоидально-взвешенных частиц при смешении жидкостей для проведения капитального ремонта скважин.
Основной задачей которая стоит перед специалистами нефтяниками, это снижение негативного влияния жидкости глушения на коллекторские свойства пород призабойной зоны пласта. Продуктивность скважин и параметры работы зависят от степени повреждения продуктивного пласта, а также характера взаимодействия фильтратов с породами и минералами коллектора [10]. Повреждение призабойной зоны в процессе контакта жидкости глушения характеризуется параметром скин-фактором, описываемом следующим выражением:
Где: С1 и С2 – коэффициенты, θ – фазовый угол град,
– радиус скважины м.Влияние жидкости глушения на коллекторские свойства Юрубчено-Тохомского месторождения
Юрубчено-Тохомское месторождение обладает рифейским сложно построенным резервуаром, c наличием естественной трещиноватости и зон повышенной кавернозности, микро и макротрещинами, а также пустотами выщелачивания [11]. На рисунке 1 и 2 приведены модель пустотного пространства и емкостная модель рифейского карбонатного коллектора по К.И. Багринцевой [12]. При глушении скважин Юрубчено-Тохомского месторождения специалисты нередко сталкиваются с осложнениями, а именно наличием высокого газового фактора, рисками возникновения ГНВП и открытого фонтанирования.
В процессе разработки и эксплуатации столь уникального месторождения, наблюдается интенсивное воздействие на ПЗП разного рода технологических жидкостей, а именно проникновение твердой и жидкой фазы жидкости глушения в поровое пространство породы. Это приводит к кольматации поровых каналов в условиях трещиноватой среды. Чем больше величина глубины кольматации ПЗП, тем интенсивнее наблюдается снижение проницаемости призабойной зоны и падает производительность скважин, что приводит к потере технологических параметров работы скважин. Трещиноватость рифея создает дополнительные проблемы, чаще всего связанные с прорывом газовой шапки, что ведет к подтягиванию воды к забою скважин [13]. В карбонатном коллекторе Юрубчено-Тохомского месторождения наблюдается низкий охват пласта, гидрофобность резервуара, высокая неоднородность коллекторских свойств, сложное строение трещинного и пустотного пространства, что относится к факторами успешного глушения скважи-ны. Кольматация призабойной зоны, каверн, трещин микро и макротрещин, пустотного пространства, изменение смачиваемости коллектора, образование водного барьера, эмульсионного блока, наличие нерастворимых осадков, парафиновое засорение, поглощение пластом жидкости глушения, являются основными причинами снижения коллекторских свойств призабойной зоны скважин в условиях Юрубчено-Тохомского месторождения.
При выборе составов для глушения каверново-трещинного карбонатного коллектора важно не допустить понижение продуктивности и дебита добывающих скважин. Взаимодействие жидкости глушения с минералами и породой призабойной зоны, чаще всего это происходит на репрессии, что ведет к проникновению жидкости глушения в ПЗП в условиях, когда величина забойного давления превышает над пластовым. Это ведет к закупорке пор твердыми частицами, образование нерастворимых осадков, увеличение глубины кольматации, что негативным образом отражается на коллекторских свойствах пласта, что ведет к интенсивному снижению и как следствие снижает коэффициент продуктивности добывающих скважин и коэффициент приемистости нагнетательных скважин [14]. Учитывая сложное строение продуктивного резервуара, наличие газовой шапки, естественной трещиноватости и кавернозности, и трудноизвлекаемых запасов, это требует применение современных способов глушения скважин, которые позволяют сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта. В таблице 1 приводятся показатели разработки рифейской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения:
Предлагаемые способы глушения карбонатного коллектора для восстановления фильтрационно-емкостных свойств ПЗП
Для глушения скважин месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам, в частности рифейской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения находят применение жидкости глушения, основанные на использовании растворов полимеров. Применение полимеров в условиях карбонатного коллектора снижает интенсивность поглощения жидкости глушения, что позволяет сохранить естественные величины пористости и проницаемости продуктивного резервуара [15]. Чаще всего для Юрубчено-Тохомского месторождения свое широкое применение находят вязко-упругие составы, а также полимеры полисахаридной, карбоксиметилцеллюлозной, полиакриловой, полиакриламидной основы, для препятствия снижения коллекторских свойств в ПЗП, вследствие воздействия жидкости глушения. Для большего эффекта от проведенного мероприятия применяются различного рода загустители, а именно крахмалы, полисахариды, которые выведены из картофеля и риса КМЦ, это производные целлюлозы, которые различаются по степени полимеризации, концентрации и чистоты, поскольку КМЦ менее чувствительна к интенсивному температурному воздействию и не подвергается ферментации [16].
Для карбонатного коллектора очень перспективной технологией является применение вязко-упругих составов (ВУС). Закачка ВУС происходит чаще всего с применением пароотсекателей. Применение вязко-упругого состава исключает проникновения жидкости глушения в продуктивный пласт, сохраняя естественную величину проницаемости карбонатного коллектора, препятствует снижению фильтрационных свойств микро и макротрещин и высокоемких каверн, что в дальнейшем препятствует потери исходного потенциала добывающих и нагнетательных скважин. Глушение карбонатного коллектора перед проведением ремонтных работ характеризуется наличием зон аномально низкого пластового давления(АНПД) и аномально высокого пластового давления(АВПД). Для глушения данного типа коллектора не менее актуальным является применение пен, в качестве материала для глушения. Глушение пенами применяется для предотвращения интенсивного загрязнения призабойной зоны скважин [17]. Чаще всего на практике применяются двух и трехфазные пены. Наиболее актуально это для скважин, обладающих низкой вели-чиной пластового давления. Применение методики глушения пенами позволяет в полной мере снизить или полностью устранить оказываемую репрессию на продуктивный пласт, путем проведения регулирования пены и ее плотности и снижения интенсивности поглощения продуктивным пластом жидкости глушения, при помощи регулирования структурно-механических свойств пены. Тем самым удается добиться максимально возможного сохранения естественной проницаемости продуктивного резервуара, снизить негативное влияние жидкости глушения на пласт, предотвратить поглощение жидкости глушения пластом. Чаще всего в качестве пен выступает высокодисперсная твердая фаза. Пены обладают закупоривающими свойствами и низкой водоотдачей, что влечет снижение проникновения фильтрата в продуктивный пласт.
Наиболее применяемым в условиях карбонатного коллектора является глушение водными растворами минеральных солей, которые не содержат в своем составе твердой фазы[18]. Для глушения минеральными солями необходимо учитывать разного рода параметры, а именно температуру замерзания, коррозионную стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, необходимую плотность применяемого раствора. Свое наибольшее распространение получили методики глушения с применением хлорида натрия. Также для глушения применяются электролиты а именно СaBr2 (бромид кальция), NaBr (бромид натрия), ZnBr2(бромид цинка), K2CO3 (карбонад калия), NH4Cl (хлорид аммония), KCl(хлорид калия).Применение в качестве глушения минеральных солей препятствует проникновению фильтрата в продуктивный пласт, что ведет к сохранению фильтрационно-емкостных свойств.
Заключение
Таким образом в ходе проведенной работы было установлено что жидкость глушения может оказывать негативное влияние на коллекторские свойства пород призабойной зоны пласта, что приводит к снижению ее естественной проницаемости, росту скин-эффекта и снижению производительности скважин. В условиях карбонатного коллектора рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения для контроля над параметрами работы скважин нагнетательного и добывающего фонда, в качестве жидкостей глушения требуется применение пен, позволяющих сохранить коллекторские свойства пластов, а также вязко-упругих составов, что препятствует проникновению фильтрата в призабойную зону. Применение выше перечисленных способов глушения позволяет минимизировать негативное влияние на параметры работы скважин, что в дальнейшем позволяет снижать количество бездействующего фонда скважин, увеличивать эффективность проведения промыслово-геофизических гидро и газодинамических исследований скважин и получать высокие показатели разработки месторождения.
Литература
1. Рябоконь, С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин/ С.А. Рябоконь. – Изд. 2-е, доп. и перераб. – Краснодар: [Б.И.], 2009. – 338 с
2. Рябоконь, С.А., Вольтере А.А., Сурков А.Б., Глущенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта.// Сер. Нефтепромысловое дело. – М: ВНИИОЭГОГ, 1989. – 44 с
3. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи/ Под. ред. У. Лайонза и Г. Плизга. – Пер с англ. – СПб: Профессия. 2009. – с. 952
4. Шайдуллин В.А., Никулин В.Ю., Вахрушев С.А., Ахмеров Р.И., Якупов Р.Ф., Даутов Р.З., Особенности глушения скважин в условиях карбонатного коллектора и высокого газового фактора// Нефтегазовое дело. 2024. Т.22, №3. С. 69-80
5. Гумеров Р.Р., Емаров Д.С., Гвритишвили Т.Т., Кашапов Р.Р., Журкевич А.О., Факторы влияющие на эффективность технологических составов глушения скважин в трещино-поровых карбонатных коллекторов Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2023:8(2):133-139.
6. Черных В.И., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н., Новый взгляд на учет минерального состава карбонатных коллекторов при глушении скважин: экспериментальные исследования// Записки горного института. 2024. Т. 270.С. 893-903
7. Мардашов Д.В., Разработка блокирующих составов с кольматантом для глушения нефтяных скважин в условиях аномально низкого пластового давления и карбонатных пород коллекторов// Записки горного института. 2021.Т. 251. С. 66-67
8. Исламов Ш.Р. Обоснование технологии глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтном в условиях трещинно-поровых карбонатных коллекторов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. «Санкт-Петербургский горный университет. Санкт-Петербург. 2020. С. 151
9. Бриджерс, К.Л. Жидкости для заканчивания и капитального ремонта скважин/ К.Л. Бриджерс. – М.: Институт компьютерных исследований, 2016. – 236 с
10. Насыров, А.М. Освоение и глушение нефтяных скважин: учебное пособие/ А.М. Насыров, С.Ю. Борхович, О.Н. Барданова. – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2022. – 264 с. ил., табл.
11. Степанов Р.И., Прокатень Е.В., Обзор методов выделения параметров зон трещиноватости при оценке фильтрационных свойств трещин с учетом геолого-геофизических данных сложно построенного рифейского карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения//Нефтепромысловое дело. – 2024. – №11(671). – с. 15-26
12. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. К.И. Багринцева. – М. РГГУ. 1999, (II). – c. 285
13. Стабилизация энергетического состояния пласта путем балансировки отборов нефти и газа из газовой шапки в условиях карбонатного каверново-трещинного коллектора Юрубченской залежи/П.Е. Кошманов, Ф.А. Исбир//Нефтяное хозяйство. – 2022. – №5. С. 80-83
14. Игнатьев, К.В. Особенности глушения скважин при подземном ремонте в условиях карбонатных коллекторов / К.В. Игнатьев, А.В. Бондаренко, Ш.Р. Исламов и др. // Материалы III Международной научно-практической конференции молодых ученых «Энергия молодежи для нефтегазовой отрасли». – Альметьевск: АГНИ, 2018. – С. 53-56.
15. Глущенко, В.Н. Нефтепромысловая химия/ В.Н. Глущенко, М.А. Силин. – М. Интерконтакт Наука, 2010. – Т.3. – 650 с
16. Жидкости и технологии глушения скважин: учебное пособие/ Л. А. Паршукова, В. П. Овчинников, Д. С. Леонтьев. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2013. — 96 с
17. Козлов Е.Н., Исследования составов для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором. // Известия вузов. Нефть и газ. – 2016. –№ 2. – С. 57-61.
18. Нефтепромысловая химия: каталог технологий ЗАО «ХимЕкоГАНГ». – М.: ЗАО «ХимЕко-ГАНГ», 2015. – 75 с.
