Технологические жидкости, обеспечивающие сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при заканчивании скважин на месторождениях с аномально низкими пластовыми давлениями

Во введении обоснована актуальность темы исследований, определена цель
работы, приведены основные защищаемые положения, научная новизна и практическая
значимость работы.
В первой главе проведен анализ научно-технической литературы о проблемах,
возникающих при заканчивании скважин на месторождениях с АНПД, и их негативном
влиянии на ФЕС продуктивных пластов, а также рассмотрен опыт разработки и
применения технологических жидкостей, обеспечивающих блокирование ПЗП на
указанном этапе строительства скважин.
Заканчивание скважин на месторождениях с АНПД сопряжено со значительными
сложностями. Одной из наиболее значимых являются интенсивные поглощения
технологических жидкостей в процессе проведения работ.
Ожидаемо, что это приводит к значительному загрязнению продуктивных пластов
и ухудшению их ФЕС. Особенно остро проблема стоит при проведении работ, во время
которых технологические жидкости, заполняющие ствол скважины в зоне продуктивной
толщи, находятся в статическом режиме (спуско-подъемные операции, тампонажные
работы и т.д.). Проникновение вглубь пласта технологических жидкостей (буровых
растворов и т.д.) ведет к его безвозвратной кольматации, формированию в коллекторе
зоны с участками с «нулевой» проницаемостью.
Для решения указанной проблемы перспективно применение технологии,
основанной на блокировании призабойной зоны продуктивного пласта. Ключевым
моментом в такой технологии является подбор технологической жидкости, которая
обеспечит качественное блокирование пластов при минимальном негативном
воздействии на их ФЕС. Также она должна обладать возможностью удаления из пласта (в
случае технической необходимости), быть совместимой с буровыми и тампонажными
растворами и иметь тиксотропные свойства. Последнее требование связано со
специфической особенностью таких систем, заключающейся в больших величинах
сопротивления движению в пористых средах, что обеспечивает качественное
блокирование при незначительной глубине проникновения технологической жидкости в
пласт.
Анализ научно-технической литературы показал перспективность применения для
сохранения ФЕС пластов при заканчивании скважин на месторождениях с АНПД
технологических жидкостей с кислоторастворимой конденсируемой твердой фазой
представленных гидросолегелевыми дисперсиями.
Во второй главе представлено описание методик, в соответствии с которыми
производилось приготовление образцов технологических жидкостей и исследование их
технологических и физико-химических параметров. Произведен расчет значений
обобщенных коэффициентов желательности для разработанных технологических
жидкостей.
В третьей главе представлены результаты лабораторных и стендовых
исследований по исследованию и разработке жидкостей с конденсируемой твердой фазой
для блокирования продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение их ФЕС при
заканчивании скважин на месторождениях с АНПД.
Защищаемое положение 1. Критерии выбора компонентного состава и
оптимальных концентраций структурообразующих компонентов, соответствующих
стехиометрическому соотношению реагентов в разработанных составах на основе
конденсируемых дисперсий, обеспечивают качественную изоляцию продуктивных
горизонтов, представленных гранулярным коллектором со средней проницаемостью 1,0-
1,2 Дарси.
Гидросолегелевые технологические жидкости для блокирования продуктивных
пластов представляют собой дисперсные системы, в которых в качестве дисперсной фазы
выступают частицы конденсируемой твердой фазы. Ее формирование происходит
благодаря протеканию в дисперсионной среде раствора комплекса химических реакций.
В результате анализа теоретического материала, а также химической модели,
построенной на его основе, были определены наиболее оптимальные с химической точки
зрения сочетания реагентов, обеспечивающее получение гидросолегелевой дисперсной
системы, которая могла бы обладать высокими блокирующими и тиксотропными
свойствами – пары «CaCl2–(NH4)2HPO4» и «CaCl2–K2HPO4». При выборе учитывались
физико-химические характеристики рассматриваемых веществ, а также их доступность,
недефицитность, экологическая и экономическая целесообразность применения.
Сделанные выводы были также подтверждены экспериментальным путем.
Подобные дисперсии являются термодинамически неустойчивыми. Для
стабилизации указанных систем применялись: полимер – карбоксиметилцеллюлоза
(КМЦ), и ПАВ – Морпен или лаурилсульфат натрия. Выбор типа и марок
стабилизирующих агентов осуществлен в результате анализа научно-технической
литературы, а также экспериментальным путем при проведении предварительных
лабораторных исследований. При этом было выявлено, что лаурилсульфат натрия
обладает высокой диспергирующей способностью в концентрированных дисперсиях с
конденсируемой твердой фазой на основе фосфатных соединений.
Для блокирующих составов на основе систем «CaCl2–(NH4)2HPO4» и «CaCl2–
K2HPO4» конденсируемая твердая фаза представляет собой гидроортофосфат CaHPO4 и
гидроксид кальция Ca(OH)2. Первое из указанных соединений формируется в результате
протекания обменной реакции между солью кальция и гидроортофосфатом калия (ДКФ)
или аммония:
CaCl2 + Kat2HPO4 → CaHPO4↓ + 2KatCl,
где Kat – катион калия или аммония.
Формирование частиц гидроксидной составляющей твердой фазы определяется
процессами диссоциации и гидролиза используемых солей. Образование Ca(OH)2 в
маточном растворе по мере его приготовления можно описать следующими уравнениями
химических реакций:
CaCl2 ↔ Ca2+ + 2Cl–,
Kat2HPO4 ↔ 2Kat+ + HPO42–,
Ca2+ + H2O ↔ Ca(OH)+ + H+,
HPO42– + H2O ↔ H2PO4– + OH–,
Ca(OH)+ + OH– → Ca(OH)2↓.
Наличие в блокирующем составе кольматирующего агента, представленного
различным типом частиц (кристаллических частиц CaHPO4 и аморфных Ca(OH)2),
имеющего широкий фракционный состав, обеспечит в соответствии с правилом Абрамса
качественное блокирование продуктивных пластов в том числе обладающих
значительной неоднородностью по проницаемости. Также важно отметить, что
указанные химические соединения являются кислоторастворимыми.
Химический и фракционный состав конденсируемой твердой фазы существенно
зависит от молярного соотношения осадкообразующих компонентов. На основании
анализа данных по блокирующей способности (∆Р) и коэффициенту восстановления
проницаемости (ηвосст) было выявлено, что для блокирования пластов со средней
проницаемостью порядка 1,0-1,2 Дарси наиболее эффективно применение блокирующих
составов с соотношением солей, образующих конденсируемую твердую фазу (Kо),
близким к стехиометрическому, т.е. при Ко порядка 1,0 (рисунок 1).
Здесь важно отметить, что зависимости для систем «CaCl2–(NH4)2HPO4» и «CaCl2–
K2HPO4» для ηвосст практически идентичны, а для ∆Р имеют существенные различия как
по величине, так и по характеру кривых. Это свидетельствует об отличиях
энергетического состояния рассматриваемых систем и эффективности в них процессов
формирования блокирующего экрана, что может быть объяснено различиями в форме
частиц конденсируемой твердой фазы, образуемых в присутствии катионов калия или
аммония.
Рисунок 1 – Определение влияния соотношения осадкообразующих
компонентов на ∆Р и ηвосст блокирующих составов
1 – для системы «CaCl2–(NH4)2HPO4»; 2 – для системы «CaCl2–K2HPO4»

Защищаемое положение 2. Механизм регулирования тиксотропных свойств
состава на основе ДАФ, осуществляется за счет введения стеарата цинка, в количестве
1-3 мас. %, оказывающего влияние на сроки перехода состава в не текучее состояние.
Возможность регулирования тиксотропных свойств позволяет обеспечить сохранение
ФЕС пласта за счет минимального проникновения блокирующего состава в пласт,
высокой прочности блокирующего экрана и качественного деблокирования без
применения кислотных обработок.
Тиксотропность блокирующих составов с конденсируемой твердой фазой
обуславливает существенные преимущества подобных систем при блокировании пластов
с АНПД. На забое скважины они переходят в не текучее состояние, что обеспечивает
значительное увеличение их блокирующей способности вследствие повышения
сопротивления при движении в поровом пространстве.
При этом указанное гелеподобное состояние является обратимым и при
механическом воздействие (поток пластового флюида при освоении скважины)
блокирующий состав приобретает первоначальную вязкость. Это обеспечивает
возможность деблокирования пласта без применения кислотных обработок, что является
несомненным преимуществом тиксотропных систем.
В результате лабораторных исследований было выявлено, что блокирующие
составы с конденсируемой твердой фазой на основе фосфатных соединений обладают
высокими тикотропными свойствами, но для системы с (NH4)2HPO4 характерно
лавинообразное структурирование (линия характеризующая исходный состав на рисунке
2), что может привести к негативным последствиям в случае потери текучести
блокирующего состава при движении в трубном пространстве. Для определения
кинетических закономерностей процесса структурирования системы производилось
измерение предельного статического напряжения сдвига (θ) через определенные
промежутки времени.
Анализ теоретических сведений в области химии и технологии дисперсных систем
показал, что проблема лавинообразного структурирования системы «CaCl2–(NH4)2HPO4»
может быть решена с применением порошковых химических реагентов не растворимых
в воде, обладающих гидрофильно-гидрофобной поверхностью частиц. К таким реагентам
могут быть отнесены аэросилы, графит, сера, стеарат цинка и т.д.

Рисунок 2 – Влияние содержания стеарата цинка на кинетику формирования
тиксотропной структуры блокирующего состава на основе ДАФ

На основании экспериментальных данных было установлено, что оптимальным в
качестве модификатора структуры блокирующего состава с конденсируемой твердой
фазой на основе ДАФ является применение стеарата цинка. Введение указанной добавки
в количестве менее 5 мас. % не оказывает какого-либо заметного влияния на
блокирующие свойства исследуемых блокирующих жидкостей. Это можно объяснить
тем, что стеарат цинка нерастворим в воде и не способен воздействовать на химические
процессы, протекающие при зарождении и росте частиц конденсируемой твердой фазы.
При этом, как показали экспериментальные данные, при концентрации более
3 мас. % стеарат цинка оказывает негативное влияние на ηвосст (рисунок 3). Таким образом
с учетом зависимостей, представленных на рисунках 2 и 3, оптимальным можно считать
содержание стеарата цинка в концентрации ω(ZnSt2) = 1-3 мас. % (время перехода 0,5 дм3
раствора в не текучее состояние составляет более 30 минут)

Рисунок 3 – Влияние содержания стеарата цинка на коэффициент
восстановления проницаемости
Важно отметить, что указанные системы подвержены масштабированию и,
следовательно, при приготовлении бòльшего объема блокирующего состава будет
наблюдаться увеличение времени структурирования. Это обусловлено тем, что
протекание всех процессов в системе существенно зависит от интенсивности движения
частиц и скорости гомогенизации системы в целом, пространственного распределения
молекул веществ и агрегатов зарождающейся твердой фазы.
Действие стеарата цинка заключается в том, что его частицы, имея отчасти
гидрофобную поверхность, способны локально препятствовать сближению
гидрофильных активных групп компонентов системы (частиц конденсированной твердой
фазы, молекул КМЦ или ПАВ), т.е. они препятствуют хаотичному образованию
водородных связей. Благодаря этому выстраивается более прочная, упорядоченная
объемная структура. В качестве элементарных звеньев могут выступать фрагменты с
частицей стеарата цинка в центре (рисунок 4).

Рисунок 4 – Фрагмент тиксотропной структуры состава

Технологические параметры разработанных блокирующих составов представлены
в таблице 1.

Таблица 1 – Технологические параметры блокирующих составов с конденсируемой твердой
фазой на основе фосфатных соединений
Блокирующий составПлотность, θ1/θ10*,рН,∆Р**,ηвосст, %
ρ, кг/м 3
дПаед. рНМПа
123456
Блокирующий состав на основе ДАФ1220-1230102,9/143,67,0-7,513,299,0
(ПАВ – Морпен)
Блокирующий состав на основе ДАФ1220-1230105,3/146,07,0-7,513,399,0
(ПАВ – лаурилсульфат натрия)
Блокирующий состав на основе ДКФ1240-125091,0/141,27,5-8,015,899,0
(ПАВ – Морпен)
Продолжение таблицы 1
123456
Блокирующий состав на основе ДКФ 1240-1250 93,4/143,6 7,5-8,015,4 99,0
(ПАВ – лаурилсульфат натрия)
* – θ1 и θ10 – статическое напряжение сдвига за 1 и 10 минут, соответственно.
** – Для искусственных кернов со средней проницаемостью порядка 1,0-1,2 Дарси.

В результате проведения лабораторных исследований также выявлено, что
рассматриваемые блокирующие составы обладают ингибирующими свойствами в
отношении набухания глинистых пород (рисунок 5). Это можно объяснить тем, что
побочным продуктом химических реакций, протекающих при образовании твердой фазы,
являются хлористые соли калия или аммония в концентрации более 5 мас. %.

Рисунок 5 – Влияние разработанных составов с ДАФ и ДКФ на показатель абсолютной
деформации грунта Δh образцов аргиллита
1 – блокирующий состав с ДАФ, 2 – блокирующий состав с ДКФ

В четвертой главе представлены результаты лабораторных исследований
буферных жидкостей с конденсируемой твердой фазой, химически совместимых с
блокирующими составами на основе фосфатных соединений.
Защищаемое положение 3. Оптимизация седиментационной и агрегатной
устойчивости технологических жидкостей, представленных дисперсными системами с
малым содержанием конденсируемой твердой фазы на основе фосфатных соединений,
обеспечивается введением в состав хлористых солей калия и натрия в количестве
5-7,5 мас. %, обладающих электростатическим стабилизирующим эффектом.
Для обеспечения высокой эффективности использования блокирующих составов
для сохранения ФЕС пластов целесообразно применение буферной жидкости. Она имеет
две основные функции:
– разобщение пачки блокирующего состава с технологическими жидкостями,
находящимися в стволе скважины (буровой раствор, промывочная жидкость и другие);
– продвижение блокирующего состава в трубном или затрубном пространстве с
целью ее доставки на забой скважины.
Для выполнения указанных функций буферная жидкость должна иметь
оптимальные реологические и фильтрационные свойства, быть химически инертной
(нейтральное рН, отсутствие веществ, вызывающих осадкообразование при контакте с
другими жидкостями), обладать высокой стабильностью во времени, ингибировать
набухание глин.
В результате анализа теоретической информации, а также данных полученных
экспериментальным путем, установлено, что для применения в качестве буферных
перспективно использование жидкостей, представленных дисперсными системами на
основе фосфатных соединений с малым содержанием конденсируемой твердой фазы
(менее 1 мас. %). Они обладают низкой вязкостью, что значительно расширяет область
их применения, но имеет недостаточно высокие стабильность и фильтрационные
свойства. Кроме того, как показали дальнейшие исследования реологические свойства
буферной жидкости с содержанием конденсируемой твердой фазы (ωктф) порядка
0,6 мас. % (эквивалентно содержанию образующих твердую фазу реагентов – 0,5 мас. %
CaCl2 и 0,6 мас. % (NH4)2HPO4) могут изменяться в широких пределах за счет увеличения
концентрации полимера при незначительном изменении остальных параметров.
Седиментационная и агрегативная устойчивость систем с малым ωктф существенно
зависит от скорости движения частиц твердой фазы (скорости оседания или всплывания),
которая в соответствии с законом Стокса прямо пропорциональна разности плотностей
дисперсной фазы и дисперсионной среды, размеру частиц и обратно пропорциональна
вязкости дисперсионной среды. Таким образом, повышение стабильности системы
можно достичь повышением вязкости жидкости, а также изменением структуры и
геометрии адсорбционных структур в зоне раздела фаз, т.е. на поверхности частиц
твердой фазы. Для реализации указанного подхода, учитывая результаты, полученные в
рамках работы над блокирующими жидкостями, проводили исследования влияния
полимера КМЦ, ПАВ Морпена, а также солевых добавок (СД) на дисперсную систему на
фосфатной основе с ωктф порядка 0,6 мас. %. В качестве СД использовали NaCl и KCl.
Выбор солей обусловлен следующими причинами:
– они не образуют твердых осадков при взаимодействии с широко используемыми
в нефтегазовой отрасли химическими реагентами;
– NaCl и KCl обладают высокими ингибирующими свойствами в отношении глин
различного минералогического и химического состава;
-какпоказалипредварительныеэкспериментальныеисследования,
дополнительное введение солей поливалентных катионов (кальция, магния, алюминия и
т.д.) даже в небольших количествах приводит к существенной деградации дисперсной
системы;
– они хорошо растворимы в воде, химически стабильны в широком диапазоне
температур;
– хлориды калия и натрия не дефицитны, экологически и экономически наиболее
привлекательны (в отличии, например, от нитратов натрия или калия).
При проведении лабораторных исследований определялись следующие параметры:
плотность (ρ), условную вязкость (Т500), водородный показатель (рН), пластическую
вязкость (ηпл), объем фильтрата за 30 мин (V30), предельное динамическое напряжение
сдвига (τ0), предельное статическое напряжение сдвига за 1 мин (θ1) и
10 мин (θ10). Результаты испытаний буферных жидкостей с ωктф = 0,6 мас. % представлены
на рисунках 6 – 8.

Рисунок 6 – Исследование влияния содержания добавок на
стабильность буферной жидкости с ωктф = 0,6 мас. %

Рисунок 7 – Исследование влияния содержания добавок на
реологические свойства буферной жидкости с ωктф = 0,6 мас. %
1 – Т500, с; 2 – τ0, дПа; 3 – ηпл, мПа·с
Рисунок 8 – Исследование влияния содержания добавок на плотность и показатель
фильтрации буферной жидкости с ωктф = 0,6 мас. %

В результате лабораторных исследований было установлено, что для
рассматриваемой системы наиболее эффективным является применение солевых добавок
NaCl и KCl, обладающих электростатическим стабилизирующим эффектом. Их введение
в количестве 5,0-7,5 мас. % обеспечивает многократное повышение седиментационной и
агрегатнойустойчивостибуфернойжидкостисωктфравным
0,6 мас. % (с 2 сут до 18-24 сут) при сохранении и некотором улучшении остальных ее
технологических параметров.
Свойства буферных жидкостей с содержанием конденсируемой твердой фазы
0,6 мас. %, модифицированных рассматриваемыми солевыми добавками, представлены в
таблице 2.

Таблица 2 – Технологические параметры модифицированных буферных жидкостей с ωктф равным
0,6 мас. % на основе фосфатных соединений
Солеваяρ,рН, ед Т500,ηпл,τ0,θ1/θ10,V30,Стабиль-
добавкакг/м3рНсмПа·сдПадПасм3/30 мин ность,
сут
5,0-7,5 мас. % 1025-1060 7,0-7,5 40-50 24,0-24,5 64,6-68,84,8/4,85,3-5,423-24
KCl
5,0-7,5 мас. % 1020-1050 7,0-7,5 40-45 23,5-24,0 62,1-65,84,8/4,85,5-5,718-24
NaCl

В результате лабораторных исследований было определено, что буферные
жидкости с малым содержанием конденсируемой твердой фазой на основе фосфатных
соединений обладают высокими ингибирующими свойствами (рисунки 9 и 10). Это
обусловлено присутствием в исследуемых жидкостях катионов калия/натрия и аммония,
которые как известно эффективно препятствуют гидратации глин и, следовательно, их
набуханию. Появление указанных ионов является результатом диссоциации молекул
используемой солевой добавки и обменных взаимодействий в системе «CaCl2–
(NH4)2HPO4».

Рисунок 9 – Влияние разработанных буферных жидкостей на показатель абсолютной
деформации грунта Δh, мм, образцов мелоподобного мергеля
1 – дистиллированная вода; 2 – буферная жидкость с добавкой NaCl при
ωктф = 0,6 мас.%; 3 – буферная жидкость с добавкой KCl
при ωктф = 0,6 мас.%

Рисунок 10 – Влияние разработанных буферных жидкостей на показатель абсолютной
деформации грунта Δh, мм, образцов аргиллита
1 – дистиллированная вода; 2 – буферная жидкость с добавкой NaCl при
ωктф = 0,6 мас. %; 3 – буферная жидкость с добавкой KCl
при ωктф = 0,6 мас.%

В пятой главе представлены практические рекомендации по приготовлению и
применению разработанных технологических жидкостей для блокирования
продуктивных пластов при заканчивании скважин месторождений с АНПД, а также
сведения о проведении опытно-промышленных испытаний.
Технология проведения работ с блокированием участка ствола скважины в
продуктивной зоне на месторождениях с АНПД включает в себя два основных этапа:
1) блокирование продуктивной толщи с использованием блокирующих составов с
конденсируемой твердой фазой на основе фосфатных соединений;
2) дальнейшее проведение работ с использованием необходимых технологических
жидкостей.
Реализация первого этапа предусматривает последовательную закачку первой
пачки буферной жидкости, блокирующего состава и второй пачки буферной жидкости.
Как уже отмечалось выше, основные функции буферной жидкости заключаются в
разобщении технологических жидкостей (промывочная жидкость или буровой раствор,
блокирующий состав, тампонажный раствор) и продавке блокирующего состава на забой
скважины. Дальнейшие работы осуществляют по стандартной технологии.
В случае необходимости технологическая схема может быть также дополнена
работами по удалению блокирующего экрана из ПЗП и освоению скважины.
Использование указанной технологии ведения работ предотвратит поглощение
значительного количества технологических жидкостей, используемых при заканчивании
скважины, продуктивным пластом, что позволит сохранить ФЕС продуктивной толщи, а
также при необходимости восстановить продуктивность изолированной части ствола
скважины.
Опытно-промышленные испытания разработанных технологических жидкостей
были осуществлены производственными подразделениями АО «СевКавНИПИгаз» в
рамках сервисных услуг по сопровождению работ на газовых скважинах с АНПД
месторождений Камчатского края.
Ожидаемый суммарный экономический эффект от использования разработанных
технологических жидкостей составит 653 661,44 тыс. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Определено, что введение стеарата цинка в блокирующий состав с
конденсируемой твердой фазой на основе ДАФ обеспечивает повышение его
тиксотропных свойств и увеличение срока перехода в не текучее состояние.
2. Применение блокирующих составов с близким к стехиометрическому
соотношением реагентов, образующих конденсируемую твердую фазу является
оптимальным для временного блокирования продуктивных горизонтов, представленных
гранулярными коллекторами со средней проницаемостью 1,0-1,2 Дарси.
3. Введение хлористых солей калия и натрия в количестве 5-7,5 мас. %
обеспечивает значительное повышение седиментационной и агрегатной устойчивости
технологических жидкостей, представленных дисперсными системами с малым
содержанием конденсируемой твердой фазы на основе фосфатных соединений.
4. Выявлено, что лаурилсульфат натрия обладает высокой диспергирующей
способностью в концентрированных дисперсиях с конденсируемой твердой фазой на
основе фосфатных соединений.
5. Разработаны рецептуры буферных и блокирующих жидкостей с конденсируемой
твердой фазой на основе фосфатных соединений, обеспечивающей сохранение ФЕС
продуктивного пласта при заканчивании скважин на месторождениях с АНПД.

Результаты исследования опубликованы в следующих работах автора: