Разработка блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава для глушения скважин в условиях повышенных пластовых температур

При эксплуатации скважин нефтегазовых месторождений возникает необходимость в проведении капитального и текущего ремонта, которым зачастую предшествует процесс глушения скважин. Негативным следствием данной операции является загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП) и, как следствие, снижение продуктивности скважины. Причиной этого процесса является использование технологических жидкостей на водной основе, которые наиболее широко применяются на данном этапе развития нефтяной отрасли. Иными способами решения подобных проблем являются составы на углеводородной основе, а именно обратные эмульсии.

Цель научной работы: повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин путем использования при их глушении перед подземным ремонтом технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение фильтрационных характеристик ПЗП.

Основными задачами научно-исследовательской работы являются:
1. Расчет и приготовление исследуемых составов в лабораторных условиях.
2. Проведение лабораторных физико-химических исследований блокирующих жидкостей глушения нефтяных скважин:
• измерение плотностей блокирующих жидкостей глушения скважин (ЖГС);
• оценка термостабильности ЖГС с визуальным фиксированием изменений состава (агрегативной устойчивости) при 90 ºС в течение 168 часов;
• оценка электростабильности ЖГС;
• измерение скорости коррозии блокирующего состава при 90 ºС.
3. Построение с использованием ротационного вискозиметра реологических кривых (зависимостей напряжения сдвига от скорости сдвига и эффективной вязкости от скорости сдвига) при постепенном наращивании скорости сдвига от 0 до 300 с-1:
4. Проведение лабораторных фильтрационных исследований для оценки влияния блокирующих составов на фильтрационные характеристики нефтенасыщенных образцов естественного керна при моделировании процессов глушения и освоения добывающих скважин в термобарических пластовых условиях (на примере блокирующего состава).
5. Анализ влияния жидкостей глушения на потенциальную продуктивность на примере скважины № 757 Рогожниковского нефтяного месторождения после проведения ремонтных работ

При эксплуатации скважин нефтегазовых месторождений возникает необходимость в проведении капитального и текущего ремонтов. Данным операциям зачастую предшествует процесс глушения, необходимый для создания репрессии на пласт и прекращения добычи пластового флюида. Это, как правило, приводит к загрязнению призабойной зоны пласта и как следствие, к снижению продуктивности скважины. В связи с этим разработка новых химических методов сохранения и улучшения фильтрационных свойств продуктивного пласта, в основе которой лежит применение гидрофобизирующих растворов, являются актуальными в нефтяной отрасли. 

Комплекс теоретических, экспериментальных и аналитических работ с использованием стандартных и разработанных методик проведения исследований. Экспериментальные исследования проводились на современном высокоточном оборудовании.

Для приготовления блокирующего состава было использовано три компонента: эмульгатор «ЯЛАН-Э2», дизельное топливо и дисперсная фаза в виде водного раствора соли.

При получении результатов физико-химических, реологических и фильтрационных исследований были подобраны оптимальные составы жидкости глушения скважин, которые полностью соответствуют всем нормативным требованиям глушения скважин и могут быть применены в условиях месторождений Западной Сибири с повышенной пластовой температурой до 90 °С.

Согласно результатам экспериментальных исследований блокирующий состав, стабилизированный реагентом-эмульгатором «ЯЛАН-Э2» при попадании в пористую среду породы-коллектора проявил гидрофобизирующие свойства, что выразилось в сохранении проницаемости по углеводородной фазе (коэффициент восстановления проницаемости составил более 80 %) и увеличении фильтрационных сопротивлений по отношению к водной фазе. Логично предположить, что использование данного эмульсионного состава в качестве ЖГС перед подземным ремонтом обеспечит сохранение дебитов скважин по нефти и снижение обводненности добываемой продукции.

Таким образом, с целью повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин при подземном ремонте в условиях повышенных пластовых температур (до 90 ºС) рекомендован блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав, стабилизированный реагентом-эмульгатором марки «ЯЛАН-Э2» (3 %), с использованием в качестве дисперсной фазы (от 60 до 70 %) водных растворов СаСl₂. Данный состав обладает гидрофобизирующими свойствами, что выгодно отличает его от традиционно используемых систем на водной основе.

1. Мардашов Д.В. Автореферат диссертации на соискание ученой степени / 2008. – 20 с.
2. Мардашов Д.В. Разработка технологий применения обратных эмульсий при подземном ремонте нефтяных скважин / Д.В. Мардашов, М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев // Записки Горного института. – 2007. – Т.173.
3. Орлов Г.А. Гидрофобная эмульсия // Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров. – Патент РФ № 2281385, Бюл. № 22, 10.08.2006.
4. Расчеты при капитальном ремонте скважин: Учеб. пособие для вузов / Г.П. Зозуля [и др.]. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – 188 с.
5. Рогачев М.К. Разработка технологий глушения и стимуляции нефтяных скважин при подземном ремонте / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, К.В. Стрижнев, Ю.В. Зейгман // Нефтегазовое дело. – 2007. – Т.5. - № 2. – С.55-58.
6. Рогачев М.К. Реология нефти и нефтепродуктов: Учеб. пособие / М.К. Рогачев, Н.К. Кондрашева. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. – 89 с.

Exploitation of oil and gas fields presupposes works of current and capital repairs, which often starts with well killing. But this operation has a negative consequence in pollution of the bottomhole formation zone and subsequent reduction of well productivity. The cause of this process is using technological fluids on the water basis that are widespread on this stage of oil industry development. Another solutions depends on using hydrocarbons basis, that is inverse emulsions.