Для скважин газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся в поздней стадии разработки, качественное глушение при проведении ремонтных работ, т. е. обеспечивающее как надежную задавку пласта на весь период ремонта, так и сохранение фильтрационных свойств призабойной зоны,– важнейшая проблема, от решения которой зависит максимальное использование добычных возможностей скважин.
Особенно сложные условия для проведения ремонтных работ создаются, когда пластовое давления в залежи падают до 0,1 – 0,5 от гидростатического.
При пластовых давлениях на 10 – 15 '/~ ниже гидростатического определенный эффект был получен [33] при применении воды, обработанной специально подобранными ПАВ. Однако при еще более низких пластовых давлениях (порядка 0,6 – 0,8 от гидростатического) применение воды уже неэффективно из-за сильных поглощений и связанных с этим осложнений при освоении. В отдельных случаях скважины поглощали до 500 м~ рабочей жидкости.
Одним из возможных путей решения проблемы является временное блокирование призабойной зоны с последующим удалением блокады. В Кубаньгазпроме испытан способ блокирования призабойной зоны меловой суспензией, стабилизированной КМЦ. В качестве твердой фазы использовали химически осажденный мел. Параметры меловой суспензии: плотность 1,28 г/см3, вязкость по СПВ-5 200 с, водоотдача 8 см3 за 30 мин. Технология глушения включает -закачку меловой суспензии в фильтровую зону скважины с частичной продавкой ее в пласт и заполнение ствола скважины другой рабочей жидкостью, например водой. Деблокирование пласта осуществляют соляной кислотой.
Другой путь решения проблемы глушения газовых и газоконденсатных скважин заключается в применении эмульсионных растворов (как правило, на конденсатной основе) с плотностью 0,80 – 0,85 г/см3. Была испытана эмульсия, дисперсионной средой которой служил стабильный конденсат плотностью 0,78 г/см3. В качестве твердой фазы, стабилизирующей систему, использовали кальциевые мыла жирных кислот, получаемые при взаимодействии негашеной извести с жирными кислотами. Для регулирования свойств эмульсии (водоотдачи, стабильности) добавляли NаОН (0,2%) и хромпик (0,1 – 0,2%). Параметры жидкости: плотность 0,87 г/см3, вязкость 40 с по СПВ-5, водоотдача 10 см3 за 30 мин. Содержание компонентов на 30 м3 раствора: известковое молоко – 9 т, жирные кислоты – 7 т, газоконденсат – 12,5 т, дизельное топливо – 2 т, бихромат Nа – 0,05 т.
Ряд эмульсионных растворов разработан и испытан СевкавНИИГазом. Один из составов содержит смесь конденсата и ССБ в соотношении 3:1 с добавкой 0,2 – 0,5% резиновой крошки; плотность эмульсии 0,9 – 0,95 г/см~. Другой эмульсионный состав содержит смесь воды с конденсатом в соотношении (93 – 88): (7 – 12) с добавками извести (2 – 5 %) и СМАД (7 – 10 %); плотность эмульсии 0,95 – 0,98 г/см3.
Наибольшие трудности с глушением скважин возникают, когда пластовые давления снижаются до 0,1 – 0,5 от гидростатического. Для указанных условий перспективно применение трехфазной пены. Первые промысловые эксперименты были проведены в 1971 – 1972 гг. Глушение скважин глубиной около 2000 м при пластовом давлении, равном 0,5 от гидростатического, было осуществлено с использованием трехфазной пены (5 % бентонит + 1 % сульфонол). В качестве газовой фазы был взят газ из шлейфа; степень аэрации пены при закачке составляла а=30. Пену закачивали в затрубное пространство при открытом выкиде из насосно-компрессорных труб.
Анализ литературы и промысловых работ, показывает, что несмотря на перспективность способ глушения пеной скважин с пластовыми давлениями ниже 0,5 от гидростатического до сих пор не получил должного распространения, что можно, в частности, объяснить малой изученностью некоторых технологических свойств пен, существенных для процесса глушения скважин, не изученностью влияния геолого-технических факторов на технологию. Отработка рассматриваемого способа глушения остается актуальной задачей.
Анализ работ, проводимых цехом капитального и подземного ремонта скважин Краснодарского УДТГ, показал, что на существующей стадии разработки глушение скважин обычными способами, например водой или даже облегченными задавочными жидкостями типа водо-конденсатных смесей, неэффективно. Глушение сопровождается уходом жидкости в пласт; чтобы задавить скважину (получив неизменяющийся уровень жидкости в скважине), приходится закачивать в нее количество жидкости, иногда в несколько раз превышающее ее объем. Понятно, что освоение такой скважины впоследствии будет представлять собой труднейшую задачу. Даже если удается пустить скважину в эксплуатацию, она долгое время (месяцы) работает с резко сниженным дебитом, в результате чего происходит недобор добычи. Сам процесс освоения скважин длится 10 – 15 сут.
В таких геолого-технических условиях применение пен представляется если не единственным, то, по крайней мере, одним из самых эффективных способов проведения процесса глушения при условии сохранения продуктивности скважин.
Скважины глушили пеной для проведения ремонтных работ: ревизии фонтанной арматуры и насосно-компрессорных труб, обследования колонны, ловильных работ. Для скважин, на которых проводили опытные работы, характерны следующие геолого-технические условия: продуктивный пласт на всех трех площадях сложен песчано-глинистым коллектором, вскрытая мощность колеблется в пределах 15 – 30 м, средняя глубина 2700 - 3450 м.
Технология глушения скважин трехфазной пеной, отрабатываемая в процессе опытных работ, была предложена ВНИИ совместно с цехом капитального и подземного ремонта скважин Краснодарского УДТГ на основе данных экспериментов на стендовой скважине и анализа работ по капитальному ремонту скважин на площадях этого управления. Особенность технологии заключалась в том, что, учитывая очень низкие пластовые давления на опытных площадях, скважину заполняли пеной не на всю глубину скважины. Процесс глушения рассчитывали следующим образом. Объем пенообразующего раствора, предназначенного для закачки в скважину в виде трехфазной пены определяли из условия, чтобы давление столба этого раствора в скважине (без учета газовой фазы пены) составляло 1,3 от пластового давления. Объем (расход) воздуха рассчитывали из условия получения пены со степенью аэрации а=30 - 60.
Так как в условиях рассматриваемых площадей невозможен самоизлив пены на поверхность после ее закачки, то для предотвращения самоизлива (в случае высокого положения уровня пены) в насосно-компрессорные трубы и в затрубное пространство предусматривалась закачка определенного объема исходного пенообразующего раствора.
Большинство скважин на опытных площадях вследствие низких дебитов и давлений работает с наличием жидкостной пробки на забое. Задавка этой жидкости в продуктивный пласт при глушении нежелательна, поэтому перед закачкой трехфазной пены в скважину предусматривалась закачка двухфазной пены с целью вспенивания забойной жидкостной пробки. После ремонта скважины осваивали путем замены трехфазной пены двухфазной (обратной промывкой) с последующей обработкой скважины на факел.
При очень низких пластовых давлениях (менее 0,2 от гидростатического) применение трехфазной пены для глушения газовых и газоконденсатных скважин может не обеспечить предотвращения проникновения глинистого материала в призабойную зону пласта. В этих условиях может дать эффект применение двухфазной пены.
Суть способа состоит в том, что после промывки скважины двухфазной пеной для очистки забоя от воды и конденсата в призабойную зону пласта продавливают устойчивую двухфазную пену специального состава, а задавливают скважину водным раствором ПАВ. Таким образом, в конце операции в призабойной зоне и в нижней части скважины будет находиться двухфазная пена, а сверху водный раствор ПАВ. Закачанная в призабойную зону пласта пена специального состава играет при этом роль временно закупоривающего материала. В период проведения ремонтных работ эта пена предотвращает проникновение в пласт задавочной жидкости, а при освоении она же способствует ускорению работ по вводу скважины в эксплуатацию и некоторой очистке призабойной зоны.
Состав пенообразующего раствора для приготовления пены принимается следующим: вода + СаС12 (20 – 40 %) +ПАВ (1 %) +стабилизатор (0,5 %) . В качестве пенообразователя используют ПАВ неионогенного типа (ОП-10, дисолван и др.), в качестве стабилизатора – КМЦ-600.
Последовательность операций при осуществлении указанного способа следующая.
В затрубное пространство закачивают двухфазную пену на основе указанного пенообразующего раствора при расходе жидкости 4 – 6 л/с и степени аэрации а=100 –:150. Объем пенообразующего раствора на этом этапе принимают равным одному объему НКТ. Эта операция обеспечивает промывку фильтровой зоны скважины и удаление с забоя накопившихся там воды и конденсата.
Затем степень аэрации снижают до а=40 – 80 и продолжают закачку двухфазной пены в затрубное пространство при открытом выкиде из НКТ. После вытеснения из скважины первой порции пены, закачанной на первом этапе, выкид из НКТ закрывают. Эта операция обеспечивает предварительное глушение скважины.
Продолжая закачку пены в затрубное пространство при тех же расходах фаз, продавливают пену в призабойную зону. Объем пенообразующего раствора на этом этапе закачки пены принимают равным 5 – 10 м3. Затем прекращают закачку пены и подают в НКТ и в затрубное пространство исходный пенообразующий раствор в объеме, соответствующем столбу жидкости в скважине с гидростатическим давлением, равным 1,2 – 1,4 пластового. При этом происходят продавка двухфазной пены в пласт и окончательное глушение скважины.
Наличие двухфазной пены в призабойной зоне предотвращает проникновение в пласт задавочной жидкости благодаря закупоривающим свойствам пены, а присутствие в пене СаС12 предотвращает набухание глинистого материала коллектора.
