ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПАНИЕЙ «РЕГИОН» КОЛТЮБИНГОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ. ОБЗОР И МЕТОДОЛОГИЯ.

МОСКВИТИН А. А.

Кандидат физико-математических наук,

Заместитель начальника проектно-технологического отдела ООО «Регион»

СПРАВКА

Компания «Регион» – динамично развивающаяся международная группа компаний, предоставляющая полный спектр услуг по бурению, капитальному ремонту и восстановлению скважин, интенсификации добычи углеводородов во всем мире.

Компания «Регион» основана в 2003 году. Репутация компании, как надежного партнера, проверена временем и обеспечивается высочайшим профессионализмом персонала, соблюдением мировых стандартов качества и безопасности, применением инновационных технологий и современного оборудования.

Начиная с 2009 года все производственные процессы проходят в полном соответствии с мировыми стандартами, что подтверждают международно признанные сертификаты:

• ISO 9001 - Система менеджмента качества;

• ISO 14001 - Система экологического менеджмента;

• OHSAS 18001 - Система менеджмента труда и производственной безопасности.

Наиболее широко применяемой технологией интенсификации добычи углеводородов во всем мире является проведение кислотной обработки пласта. При проведении кислотных обработок пласта широкое распространение получило применение колтюбинговых установок. Использование гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) позволяет обеспечить эффективное размещение кислотных составов в непосредственной близости от перфорационных каналов, а также осуществить селективное воздействие на выделенные горизонты в случае совместной эксплуатации пластов с различными фильтрационно-емкостными характеристиками.

МЕТОДОЛОГИЯ ПОДГОТОВКИ И ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГА

Анализируя опыт ведущих сервисных компаний в нефтегазовой отрасли можно сделать вывод, что для успешного выполнения кислотной обработки пласта с целью интенсификации притока углеводородов в скважину, прежде всего, необходимо: определить тип повреждения пласта именно целевой скважины, далее разработать рецептуру составов для растворения этого повреждения и технологию проведения работы.

Определение типа повреждения пласта

На начальном этапе подготовки плана работ необходимо выяснить причину неудовлетворительной работы скважины. Для этого проводиться сбор и анализ данных по скважине-кандидату, а также по соседним скважинам на этом месторождении.

На этапе сбора и анализа данных по скважине выполняется:

• анализ хода бурения скважины;

• анализ данных ГИС в открытом стволе, результатов интерпретации ГИС, в том числе анализ таблицы пластов;

• переинтерпретация данных ГИС в открытом стволе, вычисление пористости, проницаемости, водонасыщенности, выделение целевых интервалов, выделение водонасыщенных горизонтов;

• переинтерпретация данных ГИС и ГДИС, проведенных на этапе эксплуатации скважины;

• анализ данных по месторождению.

Следует отметить, что любая технологическая операция в скважине (бурение, цементирование, перфорация, эксплуатация, ремонт, интенсификация) потенциально выступает причиной повреждения:

Рассмотрим основные механизмы возникновения повреждений при таких операциях как бурение и цементирование. Фильтрат раствора может приводить:

• к образованию полимерной корки (см. рис. 1. и п. Промывка интервала перфорации и колонны НКТ пенным раствором);

• к изменению смачиваемости породы;

• к набуханию и диспергированию глин;

• к миграции тонких частиц диспергированной породы.

Кроме того, твердая фаза раствора вызывает проникновение и закупорку поровых каналов и системы естественных трещин частицами утяжелителя (например: барит, мраморная крошка), шлама, кольматирующих агентов (например: органические материалы, мраморная крошка) (см. п. Деэмульгирующий раствор для инверторной нефтеэмульсии), частиц цемента.

Проникновение бурового или цементного раствора как единой системы в пласт является серьёзным повреждением пласта и может потребовать более глубокого воздействия, такого как гидравлический разрыв пласта, или многостадийной обработки с несколькими циклами удаления различных видов повреждений.

При планировании проведении таких работ как перфорация и КРС следует помнить, что жидкость перфорации/КРС должна быть совместима с породой и пластовыми флюидами и возможным фильтратом бурового или цементного раствора.

К числу распространенных повреждений обусловленных жидкостью перфорации/КРС относятся:

• образование полимерной корки (см. рис. 1);

• изменение смачиваемости породы;

• набухание и диспергирование глин;

• миграция тонких частиц диспергированной породы;

• образование эмульсий с пластовыми флюидами и фильтратом бурового и/или цементного растворов (см. рис. 2. и п. Деэмульгирующий раствор для инверторной нефтеэмульсии);

• образование нерастворимых осадков (см. п. Промывка интервала перфорации и колонны НКТ пенным раствором);

• проникновение и закупорка поровых каналов и системы естественных трещин частицами, которые привнесены в скважину с поверхности.

Для предупреждения двух последних видов повреждений необходимо производить контроль реагентов во время приготовления растворов и контролировать «чистоту» оборудования, которое используется для приготовления растворов. Источниками повреждений при данных работах также выступают:

• частицы горной породы, которые проникают и закупоривают поровые каналы и системы естественных трещин;

• компактификация породы при перфорации;

• неразрушенный гель/эмульсия, которая применялась для временного блокирования пласта при глушении (см. рис. 2. и п. Деэмульгирующий раствор для инверторной нефтеэмульсии).

При эксплуатации скважины миграция тонких частиц породы может вызывать закупорку поровых каналов и/или системы естественных трещин. Также ухудшение работы скважины может быть связано с органическими отложениями (парафины, асфальтены), неорганическими отложениями (солями железа, кальция и магния, калия, натрия; преимущественно карбонатами и хлоридами, которые хорошо растворимы в кислотах).

В результате проведенного анализа данных по скважине должна быть установлена причина неудовлетворительной работы скважины. Если эта причина связана с кольматацией ближней зоны (порядка 1-2 м) призабойной зоны пласта (ПЗП), то эта скважина потенциальный кандидат для проведения кислотной обработки.

РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУРЫ КИСЛОТНОГО СОСТАВА

На следующем этапе необходимо в результате лабораторных исследований установить является ли выявленное повреждение ПЗП растворимым в какой-либо кислоте или смеси кислот. Если это так, то следует приступить к разработке рецептуры кислотного состава с учетом геолого-технических условий данной скважины.

Как правило, если коллектор представлен карбонатной породой (см. п. Замедленный кислотный состав для обработки карбонатного коллектора при высокой пластовой температуре и п. Кислотная обработка пласта – 209 м3 кислотного раствора), то более эффективным будет вариант проведения кислотной обработки, которая направлена в первую очередь на растворение самой породы коллектора, и вытравливанию новых каналов проводимости в обход существующего повреждения. В случае терригенного коллектора, необходимо разрабатывать рецептуру кислотного состава и технологию обработки направленную именно на само повреждение, так как растворимость самой породы в кислотах низкая.

При планировании лабораторных исследований необходимо предусмотреть:

• разработку рецептур рабочих жидкостей;

• моделирование взаимодействия рабочих жидкостей с возможными кольматантами, пластом и пластовыми флюидами;

• тестирование на совместимость рабочих жидкостей с пластовыми флюидами.

При разработке рецептур рабочих жидкостей учитываются индивидуальные особенности каждой скважины. В состав рабочих жидкостей в зависимости от выявленных причин неудовлетворительной работы скважины и её геолого-технических особенностей могут входить:

• кислоты (соляная/плавиковая/ органическая кислоты);

• замедлители кинетики растворения;

• ингибиторы кислотной коррозии;

• модификаторы реологических свойств рабочих растворов;

• ПАВ (ионогенные и неионогенные);

• специальные деэмульгирующие реагенты;

• реагенты для контроля соединений железа;

• ингибиторы набухания глин.

Для проведения кислотной обработки необходимо четко установить характер повреждения, растворимость повреждения в кислоте, геолого-техническую возможность удаления повреждения без риска инициировать образование нового повреждения. Основными действующими компонентами в растворе могут являться соляная кислота, глинокислота, смеси органических кислот, а также их комбинации.

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ И ПОДГОТОВКА ДЕТАЛЬНОГО ПЛАНА РАБОТ

Правильно разработанная программа добавок и технология проведения обработки позволяет минимизировать риски ухудшения работы скважины от применения кислотного состава.

На этапе подготовки детального плана работ разрабатывается концепция планируемых работ, которая включает в себя:

• расчеты механических и гидравлических нагрузок на ГНКТ, колону НКТ и эксплуатационную колонну, в том числе вес ГНКТ (при спуско-подъемных операциях в рабочих жидкостях, включая азот и газ);

• расчеты удлинения ГНКТ вследствие механического напряжения, теплового расширения и под воздействием давлением;

• моделирование закачки рабочих флюидов в ГНКТ и расчеты распределения давления по ГНКТ, НКТ и ЭК при различных технологических режимах закачки для каждого этапа выполнения работ;

• моделирование гидродинамики пласта для выбора оптимальных значений объемов растворов, производительности насосных агрегатов, величины репрессий/депрессий на пласт.

При разработке рецептур рабочих жидкостей и технологии обработки необходимо следовать правилу:

Повреждение определяет выбор основных действующих реагентов и технологию обработки, а геолого-технические условия в скважине определяют программу добавок, а также могут повлиять на технологию обработки.

Приведём несколько примеров работ, которые были проведены компанией «Регион».

ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩИЙ РАСТВОР ДЛЯ ИНВЕРТОРНОЙ НЕФТЕЭМУЛЬСИИ

При проведении КРС в качестве рабочей жидкости использовалась инверторная эмульсия на углеводородной основе с мраморной крошкой в роли кольматанта-блокатора. После освоения скважина не вышла на ожидаемый дебит. Основные характеристики скважины следующие:

Целевой горизонт песчаник

Целевой интервал 5526-5586 м

Пластовая температура 132°С

Пластовое давление 27,9 МПа

Для обработки ПЗС, промывки интервала перфорации и установки ванны под давлением, были разработаны комплексные составы, которые позволяют эффективно разрушать эмульсию, очищать кольматант от углеводородной пленки и растворять мраморную крошку. Применение азота позволило провести промывку скважины деэмульгирующим составом, не создавая репрессию на пласт, и эффективно за короткое время освоить скважину. Основные характеристики технологии проведения работ следующие:

Объемы раствора 5 м3

Максимальное давление закачки 21 МПа

Производительность насосных агрегатов

- при закачке азота 10-35 м3/мин

- при закачке жидкостей 70-100 л/мин

Время обработки 24 ч

В результате проведенной работы дебит скважины увеличился на 25%.

ПРОМЫВКА ИНТЕРВАЛА

ПЕРФОРАЦИИ И КОЛОННЫ НКТ

ПЕННЫМ РАСТВОРОМ

Основные причины повреждений следующие: несколько аварий при бурении привело к длительной фильтрации бурового раствора (см. рис. 3), жидкость перфорации была несовместимой с условиями в скважине, что спровоцировало образование осадка. Основные характеристики скважины следующие:

Целевой горизонт песчаник

Целевой интервал обработки 5561-5571 м, 5576-5597 м

Пластовая температура 139°С

Пластовое давление 35 МПа

Для обработки ПЗС, промывки интервала перфорации и установки ванны под давлением, компанией «Регион» было предложено использовать комбинацию пенных растворов и жидкостей. Применение пенных растворов позволило провести промывку скважины до и после установки кислотной ванны, не создавая репрессию на пласт в условиях глубокого залегания целевых горизонтов, открытых перфорацией, с пластовыми давлениями ниже гидростатического давления. Для создания стабильной пены в условиях высокой температуры применялся специально разработанный состав из нескольких ПАВ (см. рис. 4). Кроме этого, использование пены позволило существенно сократить количество азота для проведения данных работ. Основные характеристики технологии проведения работ следующие:

Объемы растворов:

- для промывки пеной 120 м3

- для пенокислотной промывки 2 м3

- для кислотной ванны 3 м3

Максимальное давление закачки 20 МПа

Производительность насосных агрегатов

- при закачке азота 10-25 м3/мин

- при закачке жидкостей 70-100 л/мин

Время обработки 46 ч

ЗАМЕДЛЕННЫЙ КИСЛОТНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА ПРИ ВЫСОКОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ

До начала работ скважина стабильно работала с дебитом ниже ожидаемого. Основным фактором повреждения пласта является использование раствора, в состав которого входили: биополимер, который разлагается при высокой температуре, образуя пленку на поверхности пор; и барит, который использовался в качестве утяжелителя.

Целевой горизонт известняк

Целевой интервал обработки 5143-5260 м (117 м)

Пластовая температура 145°С

Пластовое давление 76 МПа

Для растворения полимерной пленки с поверхности пор породы, и вытравливания породы для удаления барита, компанией «Регион» был разработан состав кислотного раствора для обработки карбонатных коллекторов (см. рис. 5 и рис. 6), скорость реакции которого в 82 раза меньше скорости реакции 15% раствора соляной кислоты. Основные характеристики технологии проведения работ следующие:

Объем кислотного раствора 23 м3

Максимальное давление закачки 43 МПа

Производительность насосных агрегатов

- при продавке раствора в пласт 50-60 л/мин

Время обработки пласта 8 ч

Для контроля скважины при выполнении работ с ГНКТ осуществлялась параллельная закачка рабочей жидкости в кольцевое пространство между колонной НКТ и ГНКТ с дросселированием выходящего потока. Использование замедленного кислотного раствора позволило существенно увеличить объем кислотного раствора, не уменьшая его растворяющую способность, и, как следствие, увеличить глубину обработки пласта.

Проведение данной обработки позволило увеличить дебит скважины на 52%.

КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПЛАСТА – 209 М3 КИСЛОТНОГО РАСТВОРА

До начала работ скважина работала методом накопления давления до 9,3 МПа. В течение длительной интенсивной эксплуатации скважины произошло накопление солевых отложений в эксплуатационной колоне и ПЗП, а также частиц породы в поровых каналах и трещинах коллектора с естественной разветвленной системой трещин. Основные характеристики скважины следующие:

Целевой горизонт известняк

Целевой интервал обработки 2568-2991 м (423 м)

Пластовая температура 67°С

Пластовое давление 13,2 МПа

Для селективной обработки целевых интервалов пласта доставка кислотных растворов производилась порциями по 20 м3 в различные интервалы фильтра. Для повышения эффективности селективной обработки применялась технология чередования пачек загеленной и незагеленной кислоты.

Объем кислотного раствора 209 м3

Максимальное давление закачки 24 МПа

Производительность насосных агрегатов

- при продавке раствора в пласт 400 л/мин

Время обработки пласта 9 ч

Проведение данной обработки позволило получить постоянный приток газа при рабочем давлении на устье 10 МПа.

Представленная выше методология подготовки концепции работ может быть использована и для других типов работ с применением колтюбинга. Как пример, рассмотрим работу по водоизоляции и работу по установке ГНКТ в качестве лифтовой колоны.

ВОДОИЗОЛЯЦИЯ В СКВАЖИНЕ С ДВУХРЯДНЫМ ЛИФТОМ C ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МИКРОЦЕМЕНТА

НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ

После вынужденной остановки эксплуатации горизонтов над пакером в скважине с двухрядной колонной НКТ, 3 из 4-х интервалов перфорации обводнились (см. рис. 7а). Энергии пластового флюида верхнего из указанных интералов перфорации было недостаточно для выноса всей поступающей в скважину жидкости. Скважина заполнилась над пакером пластовой жидкостью до устья, создавая тем самым аварийно-опасную ситуацию разгерметизации пакера и остановки всей скважины на длительный капитальный ремонт.

Для проведения работ по водоизоляции компанией «Регион» было предложено установить цементный мост под давлением для продавки тампонажного материала на основе микроцемента с углеводородной основой в обводненные интервалы перфорации.

Применение ГНКТ позволило разместить указанный цементный раствор непосредственно напротив целевых интервалов перфорации. Благодаря тщательно разработанной технологии закачки и приготовления цементного раствора удалось избежать застывания цементного раствора в ГНКТ, и безопасно произвести подъем ГНКТ на поверхность.

Проведенные работы привели к прекращению поступления воды в затрубное пространство над пакером и позволили восстановить стабильную работу скважины с интервала перфорации над пакером.

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГНКТ В КАЧЕСТВЕ ЛИФТОВОЙ КОЛОНЫ

Velocity String – сифонная колона

Большое количество месторождений в Украине находятся на завершающей стадии разработки, которая характеризуется низким пластовым давлением (дебитом), и, следовательно, низкими устьевыми давлениями. Это в свою очередь приводит к невозможности выноса жидкости из скважины из-за недостаточной скорости потока флюида, и, как следствие, к необходимости частого (раз в несколько дней) принудительного удаления (продувка азотом или газом) жидкости из ПЗС. В ряде случаев решением такой проблемы может являться замена колоны НКТ на колону труб меньшего диаметра. Однако, это требует дополнительных временных и финансовых затрат на мобилизацию персонала и оборудования, монтаж станка КРС, СПО НКТ, демонтаж и демобилизацию.

Реальной альтернативой замене колоны НКТ является использование ГНКТ (БДТ) – Velocity String (или Reeled Completion).

Технология заканчивания скважин Velocity String позволяет поддерживать устьевое давление на уровне необходимом для непрерывной работы скважины на шлейф при скорости потока флюида в подземном лифтовом оборудовании, достаточной для выноса жидкости.

Преимущества этой технологии по сравнению с заменой колоны НКТ заключаются в том, что она позволяет экономить время и средства на мобилизацию оборудования, спуск ГНКТ в скважину, заканчивание и демобилизацию оборудования. Все эти операции в случае заканчивания скважины с использованием ГНКТ занимают от 3 дней. Следует также отметить, что установка Velocity String может производиться на незаглушенной скважине, что положительно влияет на состояние ФЕС породы коллектора.

В качестве иллюстрации результатов применения описанной выше технологии, приведём пример использования ГНКТ в качестве лифтовой колоны.

До проведения работ скважина работала нестабильно – во время работы с рабочим давлением 60 атм. При этом выход жидкости из скважины составлял до 0,2 м3 жидкости. Через 3-5 дней необходимо было продувать скважину, и при каждой продувке выход жидкости из скважины составлял в среднем 4 м3 жидкости.

После проведения работ дебит газа составил 35 тыс.м3/сутки, и выход жидкости из скважины составляет приблизительно 1 м3 (0,1 м3 воды и 0,9 м3 газового конденсата). Скважина работает стабильно, и в продувках не нуждается.

Как видно из представленного обзора, применение колтюбинга при проведении кислотных обработок позволяет повысить эффективность обработки за счет точного размещения кислотных составов в интервале повреждения ПЗП и осуществить селективную обработку менее проницаемых участков пласта. Кроме того представленная методология подготовки концепции обработки позволяет существенно повысить успешность и результативность кислотных обработок за счет правильного выбора стратегии борьбы с повреждением на основании всестороннего изучения причин, которые привели к ухудшению эксплуатационных характеристик целевой скважины. При этом детальное лабораторное исследование планируемых составов рабочих жидкостей, включая кислотные растворы, и их взаимодействие с керном, выявленным повреждением, пластовыми флюидами и продуктами предыдущих обработок, в том числе фильтратом бурового раствора и жидкостей КРС, позволяет минимизировать риски ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пласта в результате кислотной обработки.