Технологическая жидкость для химической очистки призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым стволом

Technological fluid for chemical cleaning of well bore’s bottom-hole formation zone during completion with open borehole

G. ISHBAEV, M. DIL’MIEV, V. GORPINCHENKO, «BURINTEKH», Ltd.

Представлена технологическая жидкость, эффективно удаляющая фильтрационную корку, увеличивающая проницаемость продуктивного пласта за счет эффективной очистки призабойной зоны.

There is presented technological fluid that effectively removes filter cake and increases permeability of productive layer by effective cleaning of bottom-hole formation zone.

Достижение равномерной и полной очистки ствола скважины от фильтрационной корки вдоль всего участка открытого ствола является необходимым и приводит к высоким результатам добычи, особенно в протяженных горизонтальных стволах. Основными сдерживающими факторами широкого применения технологий очистки призабойной зоны скважины (ПЗС) на месторождениях России можно назвать: различия характеристик фильтрационных корок, образованных разными жидкостями первичного вскрытия; использование быстрореагирующих брекеров (разрушителей, растворителей); трудности вытеснения/замещения (вследствие ограничений для оборудования и инструментов заканчивания) и технические сложности успешного выполнения операции. Во многих случаях невозможность достижения требуемой очистки ПЗС при освоении скважины в дальнейшем ведет к необходимости применения дорогостоящих повторных операций и капитального ремонта скважин (КРС), экстенсивных химических и механических способов очистки ПЗС. Несмотря на то что некоторые современные системы жидкостей и техника замещения позволяют улучшить очистку ствола, зачастую их эффективность зависит от правильного подбора компонентов в зависимости от состава фильтрационной корки.

Поскольку фильтрационная корка образуется в процессе фильтрации промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов, то необходим критический анализ компонентов, входящих в состав этой жидкости. Критическими компонентами являются:
  1. Сводообразующие материалы (твердая фаза): карбонат кальция – растворители: кислоты, хелаты;
  2. Загустители-структурообразователи (полимеры): ксантовая смола (XC) — растворители: окислители;
  3. Реагенты для снижения фильтрации (полимеры): модифицированный крахмал — растворители: кислоты, окислители, энзимы;
  4. Буровой шлам: песок обычно не представляет проблемы, поскольку он нерастворим.
Выбор соответствующего брейкера (разрушитель, растворитель) будет зависеть от типа фильтрационной корки, которую необходимо удалить, компонентов корки, на которые предполагается воздействовать, состава жидкости заканчивания, забойной температуры и способа заканчивания. Поэтому требуется проведение лабораторных исследований с целью определения эффективности брейкеров. Такие исследования должны включать совместимость раствора брейкера как с жидкостью заканчивания, так и оценку возможных реакций с промывочной жидкостью, пластовым флюидом и породами (минералами) продуктивного пласта. Оптимальная промывочная жидкость для вскрытия продуктивного пласта должна содержать только такие компоненты, которые легко растворяются и диспергируются при освоении скважины. Варианты химической очистки ПЗС могут отличаться в зависимости от способа заканчивания, характеристик пласта и типа промывочной жидкости. Растворы брейкеров (жидкости химической обработки) реагируют не только с фильтрационной коркой, но также с породой коллектора и его насыщающими флюидами, оборудованием в стволе скважины. В то же время эти «дополнительные» реакции способны привести к снижению качества вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважины в целом. Таким образом, все эти факторы необходимо учитывать при создании и оптимизации технологической жидкости для очистки ПЗС.

Химические брейкеры могут быть разделены на 4 основные группы: кислоты, оксиданты, энзимы, хелатные соединения.

Кислоты традиционно используются для очистки после полимерных буровых растворов на водной основе. Растворы кислот действуют и на биополимеры, входящие в состав фильтрационной корки, и на карбонат кальция. Они разрушают полимеры путем гидролиза. Обработка ПЗС растворами кислот требует проведения анализа начала действия кислот, т.к. часто кислоты прорывают фильтрационную корку «языками», идя по пути наименьшего сопротивления. Кислоты малоэффективны при обработке ПЗС после растворов на углеводородной основе. Диапазон температур применения большинства растворов кислот находится в пределах 45 – 120 °С. Наиболее распространенным на нефтяных месторождениях является раствор соляной кислоты концентрацией 5 – 28%. Он может использоваться одиночно или совместно с органическими кислотами.

Оксиданты включают гипохлориты, пербораты, пероксиды и персульфаты. Эти химикаты реагируют с органическими полимерами, и диапазон их реакционной способности достаточно широк. Они могут вступать в реакции как с металлическими поверхностями труб, так и с породами продуктивных пластов. Эффективность (реакционная способность) химикатов снижается после реакции. Температура применения окислителей находится в диапазоне от 25 до 95 °С.

Энзимы – природные катализаторы, т.к. большинство биологических процессов включают энзимы. Энзимы являются большими молекулами белков, состоящих из цепочек аминокислот. Применяемые в нефтегазовой промышленности энзимы являются специфичными для определенных групп полимеров. Энзимы, разрушающие амилазу (крахмал), не воздействуют на ксантановые биополимеры, и наоборот, что позволяет селективно разрушать фильтрационную корку в зависимости от ее состава. Как и гипохлориты, энзимы не растворяют карбонат кальция, поэтому если удаление кольматанта является одной из основных задач, обработку призабойной зоны пласта (ПЗП) энзимами необходимо комбинировать с обработкой хелатными соединениями. Энзимы являются коррозионно-безопасными реагентами – они не реагируют с железом и не образуют нерастворимых осадков «ржавчины», которые являются потенциально опасными соединениями, закупоривающими поры породы-коллектора. Т.к. энзимы являются катализаторами, то они практически не расходуются в реакции, вследствие чего могут разрушать полимеры до тех пор, пока не изменится среда реакции. Обычно закачка пачки на основе энзимов в зону продуктивного пласта не вызывает сложностей, поскольку энзимы действуют достаточно медленно, в результате достигается более полное удаление фильтрационной корки.

Хелатные соединения представляют собой комплексные соединения, в которых лиганд присоединен к центральному атому металла посредством двух или большего числа связей, позволяют достаточно эффективно разрушать карбонат кальция, связывая его в органическое соединение. Наиболее часто в промывочных жидкостях используются хелатные соединения, производные от этилендиаминтетрауксусной кислоты. Хелаты работают гораздо медленнее и «мягче» кислот, не склонны к активным химическим реакциям с пластовыми флюидами или минералами, слагающими коллектор, что позволяет существенно снизить риск загрязнения ПЗП. К дополнительным преимуществам хелатных соединений относятся низкая коррозионная активность, малая токсичность, легкость транспортировки и хранения.

Для повышения эффективности очистки ПЗП хелаты могут применяться совместно с другими реагентами, такими как кислоты или энзимы.

Так как стоимость хелатных реагентов остается пока относительно высокой, энзимы в сочетании с хелатными реагентами рекомендуется использовать там, где требуется удаление карбоната кальция, например, при заканчивании скважин щелевыми или гравийными фильтрами.

В общем случае, при выборе раствора брейкера необходимо учитывать:
  • экологическую безопасность и токсичность реагентов;
  • коррозионную активность брейкеров;
  • скорость реакции растворов-разрушителей;
  • вероятность загрязнения коллектора продуктами реакции.
На месторождениях Западной Сибири широкое распространение нашли биополимерные промывочные жидкости, использующие фракционированную мраморную крошку для контроля фильтрации жидкости в пласт. Энзимы разрушают связующее вещество фильтрационной корки, образованной такими жидкостями — модифицированный крахмал. Это позволяет разрыхлить и разрушить корку, что помогает снизить давление отрыва от поверхности ПЗП и дезинтегрировать корку, с тем чтобы легко вынести ее потоком пластового флюида при вызове притока.

На основе проведенного анализа литературных источников, а также анализа имеющихся систем для удаления фильтрационной корки, таких как MudSolv – Schlumberger, N-Flow – Halliburton, установлен состав предполагаемой жидкости – это водный раствор хелатных соединений и энзима или комплекса энзимов.

В качестве хелатного соединения для ионов Ca2+ для удаления кольматанта были выбраны наиболее доступные хелатирующие реагенты. Данные соединения обладают достаточной растворяющей способностью для удаления карбоната кальция.

С целью удаления полимерной основы фильтрационной корки – ксантановой смолы, крахмала, а также в отдельных случаях – производных целлюлозы при использовании специальных энзимов возможна как полная, так и избирательная деструкция полимеров за счет правильного выбора энзима (табл. 1).
Табл. 1. Основные типы применяемых энзимов
Тестирование энзимной активности по деструкции полимеров заключалось в измерении падения вязкости растворов при введении энзима в водный раствор соответствующего полимера. Тестирование проводилось при варьировании температуры от комнатной до 75 °С. Повышение температуры ускоряет реакцию в 2 – 3 раза. В среднем, все данные энзимы в дозировке 0,04% дают полную деструкцию полимеров в течение 18 – 24 часов.

Также необходимо учитывать тот факт, что при удалении фильтрационной корки под действием технологической жидкости происходит резкое увеличение фильтрации воды в продуктивный пласт, следовательно, необходимо использование дополнительного реагента, который бы снизил фильтрацию в пласт.

Решением данной проблемы является использование как дополнительного реагента – вязкоэластичного поверхностно-активного вещества (ПАВ). Данное соединение вызывает необходимое загущение технологической жидкости без использования полимеров. Кроме того, данный ПАВ вызывает загущение технологической жидкости при любой жесткости воды и наличия поливалентных ионов в растворе, а также гидрофобизирует поверхность продуктивного пласта и облегчает выход углеводородов [1].

В качестве вязкоэластичного ПАВ могут быть использованы амфотерные ПАВ бетаинового типа, имеющие в составе остаток жирных кислот С11 – С22
Механизм понижения фильтрации технологической жидкости состоит из двух основополагающих факторов:
  • понижение фильтрации жидкости в пласт за счет гидрофобизации поверхности;
  • вследствие взаимодействия хелата и карбоната кальция выделяется углекислый газ – вязкоэластичный ПАВ стабилизирует пузырьки газа и вызывает временную кольматацию пласта;
  • при контакте с углеводородной фазой ПАВ сворачивается в глобулы, и происходит выход углеводородов с восстановлением начальной проницаемости от 85 до 100%.

Методика тестирования технологической жидкости для химической очистки призабойной зоны ствола скважины [2, 3]

Создание фильтрационной корки. Готовится биополимерный раствор, используемый для вскрытия пластов (ксантановая смола, крахмал, целлюлоза, карбонат кальция).

Данный раствор используется для создания фильтрационной корки на поверхности керамического фильтра (2,5” Х 0,25”, 0,75 DARCIES, 5 micron) при 160F и 300 psi в течение 1 часа с использованием НТНР фильтр-пресса OFITE. После истечения данного времени буровой раствор сливается, а образованная корка промывается водой и помещается обратно в фильтр-пресс (рис. 1, 2).
Рис. 1. Процесс создания фильтрационной корки
Рис. 2. НТНР фильтр-пресс OFITE
Как видно из рис. 3, результатом данных испытаний явилось полное удаление фильтрационной корки с поверхности тестируемого керамического диска и восстановление проницаемости.
Рис. 3. Результаты и общие наблюдения
Испытания по удалению фильтрационной корки. Готовится исследуемая технологическая жидкость. В фильтр-пресс с исследуемым керамическим фильтром и фильтрационной коркой вносится технологическая жидкость. Испытание проводится также при 160F и 300 psi в течение 24 часов (рис. 3).

Данная технологическая жидкость может быть гибко подобрана под требуемые условия путем варьирования всех параметров жидкости:
  • полимерного состава – использования соответствующего энзима;
  • карбоната кальция – использование ряда различных хелатных соединений;
  • плотность жидкости может быть увеличена в соответствии с конкретными требованиями;
  • вязкость регулируется количеством вязкоэластичного ПАВ.
Таким образом, данная технологическая жидкость позволяет как эффективно удалить фильтрационную корку, так и увеличить проницаемость продуктивного пласта за счет эффективной очистки призабойной зоны.

Литература

  1. SPE 106227-PA, Fluid-Loss Control Improves Performance of Viscoelastic Surfactant Fluids, Huang, T. and Crews, J.B. 2009. SPE Prod & Oper ?24 (1): 60 – 65.
  2. SPE 68968, Laboratory Device for Testing of Delayed-Breaker Solutions on Horizontal Wellbore Filter Cakes, Brad Todd, Rob Murphy, Halliburton Energy Services, Inc.
  3. SPE 105758-MS, A Step Change in Open Hole Gravel Packing Methodology: Drilling Fluid Design and Filter Cake Removal Method, Matthew Law, George W. Chao, Hafeez Ab Alim, and Elsamma Samuel, Schlumberger Well Services, and Aziz Ejan, Abdul Hameed Mohsen, and Mathew Samuel, Schlumberger Well Services MEA Client Support Laboratory.

References

  1. SPE 106227-PA, Fluid-Loss Control Improves Performance of Viscoelastic Surfactant Fluids, Huang, T. and Crews, J.B. 2009. SPE Prod. & Oper.  24 (1): 60-65.
  2. SPE 68968, Laboratory Device for Testing of Delayed-Breaker Solutions on Horizontal Wellbore Filter Cakes, Brad Todd, Rob Murphy, Halliburton Energy Services, Inc.
  3. SPE 105758-MS, A Step Change in Open Hole Gravel Packing Methodology: Drilling Fluid Design and Filter Cake Removal Method, Matthew Law, George W. Chao, Hafeez Ab Alim, and Elsamma Samuel, Schlumberger Well Services, and Aziz Ejan, Abdul Hameed Mohsen, and Mathew Samuel, Schlumberger Well Services MEA Client Support Laboratory.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Ишбаев Г.Г.

    Ишбаев Г.Г.

    д.т.н., профессор, генеральный директор

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Дильмиев М.Р.

    Дильмиев М.Р.

    начальник службы буровых растворов

    ООО НПП «БУРИНТЕХ»

    Горпинченко В.А.

    Горпинченко В.А.

    ведущий инженер-технолог лаборатории крепления скважин службы буровых растворов

    ООО НПП «Буринтех»

    Просмотров статьи: 6507

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru