Е.В. ПАНИКАРОВСКИЙ, К.Т.Н.,
Д.А. КУСТЫШЕВ, К.Т.Н.,
А.В. КУСТЫШЕВ, Д.Т.Н., ПРОФЕССОР,
Ю.В. КАРАЧАРОВА, МАГИСТРАНТ,
М.Д. АНТОНОВ, ИНЖЕНЕР, ООО «ТЮМЕННИИГИПРОГАЗ»
Рассмотрены методы интенсификации притока углеводородов в нефтегазовых скважинах с близкорасположенным газоводяным контактом. Отмечено, что для эффективной добычи газа из продуктивного пласта необходима их индивидуальная обработка с отсечением при необходимости каждого пласта многопластового месторождения друг от друга. Предложена технология обработки призабойной зоны пласта кислотной эмульсией, закачиваемой в скважину гибкой трубой колтюбинговой установки.
Предложенная авторами технология позволяет более эффективно проводить ОПЗ трещиновато-порового терригенного пласта, а использование для доставки эмульсии в обрабатываемый пласт гибкой трубы позволяет существенно снизить затраты на ремонт скважины за счет
исключения операции по глушению скважины и сокращение продолжительности
спуско-подъемных операций. Кроме того, использование углеводородной составляющей эмульсии снижает экологическое загрязнение окружающей территории.
Коллекторы газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири относятся к низкопроницаемым терригенным отложениям, сцементированными глинистым цементом с содержанием до 10%. Из опыта применения кислотных обработок известно, что в коллекторах с процентным отношением карбонатных отложений выше 20% наиболее эффективна солянокислотная обработка, а при меньшем процентном отношении и для удаления соединений кальция необходима комплексная обработка: солянокислотная обработка в сочетании с глинокислотной обработкой. В то же время известно, что в пластах с близкорасположенным ГВК обработка призабойной зоны практически не проводится из-за возможного разрушения увлажняемых горных пород призабойной зоны пласта (ПЗП) и связанного с этим более раннего поступления подошвенных вод в пласт [1, 2].
Обычно для ОПЗ низкопроницаемого терригенного пласта применяются технологии, основанные на закачивании в скважину различных кислотных составов в ПЗП [3, 4, 5]. Основным недостатком всех этих способов является низкая эффективность
ОПЗ, особенно при сильно закольматированной и обводняющейся ПЗП. Поэтому более эффективны технологии, основанные на последовательном закачивании двух кислотных составов в ПЗП [6, 7].
На завершающей стадии разработки месторождений, имеющих аномально низкое пластовое давление (АНПД) и достаточно большую степень обводненности залежи, проведение ОПЗ через промывочные трубы после глушения скважины затруднено и не всегда может оказаться эффективным по причине дополнительной кольматации пласта фильтратами жидкости глушения. Поэтому ОПЗ в этих условиях предпочтительнее осуществлять без глушения скважины путем закачивания кислотного состава через гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки [8, 9].
В условиях АНПД даже комбинированное применение кислотных составов имеет общий недостаток – низкую эффективность ОПЗ пласта, особенно при сильно закольматированной и обводняющейся ПЗП, осложненной наличием трещин и пор.
Следовательно, для устранения этих недостатков необходимо применять новую технологию, основанную на повышении проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта
при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения ПЗП.
Авторами предлагается для решения такой задачи обработку призабойной зоны
трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом проводить путем спуска в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта гибкой
трубы колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивать метанол и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию, содержащую: нефть, 18–20%-й раствор соляной кислоты, неиногенное поверхностно-активное вещество – дисолван – и воду. Продавливать эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, инертным газом – азотом, оставлять закачанную эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны, после чего попытаться вызвать приток газа из пласта.
Предлагаемая авторами технология реализуется следующим образом (рис. 1) [10].
В незаглушенную скважину, находящуюся в эксплуатации под давлением, до кровли
обрабатываемого пласта с близкорасположенным ГВК спускают гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол 4 в объеме 1–2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала для осушения ПЗП, которая из-за близости подошвенных вод и движения из пласта влажного газа увлажняется, и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2–3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть – 75–85 масс. %, 18–20%-й раствор соляной кислоты – 3–4 масс. %, неионогенное поверхностно-активное вещество дисолван –
0,5–1,5 масс. %, вода – остальное.
Эмульсию продавливают в пласт на глубину и ширину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной
зоны, но не более чем на 1,5 м по радиусу, инертным газом – азотом, который, одновременно растворяясь в жидкости, аэрирует, то есть газирует эмульсию.
Газирование эмульсии осуществляется при ее смешивании с инертным газом – азотом на эжекторе (не показано) в процессе закачивания в скважину.
При закачивании кислотной эмульсии в скважину происходит гидрофобизация обрабатываемого пласта, повышается его водоотталкивающая способность за счет смачиваемости трещин и пор пласта нефтяной составляющей
кислотного состава. Проникновению кислотной эмульсии в трещины и поры способствует наличие в составе эмульсии пузырьков инертного газа, взаимодействующих
с поверхностно-активным веществом – дисолваном, входящим в состав кислотного раствора. Оставляют кислотную эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2–4 часов.
Незначительное количество воды в кислотной эмульсии не приводит к разрушению призабойной зоны, тем самым
не возникают пути продвижения подошвенных вод при подъеме ГВК в процессе разработки месторождения. После чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют
отходы реакции на факел. Затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию.
Предварительное закачивание в пласт метанола позволяет осушить ПЗП, которая из-за близости подошвенных вод и движения из пласта в процессе разработки месторождения сырого газа увлажняется. Осуществление предварительной осушки ПЗП позволяет повысить эффективность последующего воздействия на пласт закачиваемой эмульсии.
Наличие в составе эмульсии достаточно большого объема нефти создает условия для гидрофобизации, препятствующие поступлению пластовой воды в ПЗП и в добываемую продукцию скважины.
Отсутствие в составе эмульсии большого количества воды, как это наблюдается в прямой углеводородной эмульсии, предотвращает разрушение увлажняемых пород ПЗП. Известно, что именно вода является интенсифицирующим фактором разрушения горных пород.
Наличие ПАВ – дисолвана – в составе эмульсии в сочетании с инертным газом – азотом – обеспечивает ее глубокое проникновение в ПЗП и
достаточно большое обволакивание частиц породы ПЗП, увеличивая водоотталкивающую способность породы.
Наличие в составе эмульсии инертного газа (аэрация до 5% от объема) позволяет ей глубоко проникать в узкие трещины и поры, имеющиеся в горной породе ПЗП.
В качестве примера реализации предложенной технологии можно привести результаты обработки ПЗП на Южно-Русском месторождении.
В незаглушенную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм до кровли обрабатываемого пласта толщиной 40 м с
ГВК, расположенным на 20 м ниже подошвы продуктивного пласта, спустили ГТ диаметром 42 мм. Через нее последовательно закачали метанол в объеме 80 м3, что соответствовало 2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и обратную
газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 80 м3, что соответствовало 3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую: нефть –
85 масс. %:; 18%-й раствор соляной кислоты – 3 масс. %, неионогенное поверхностно-активное вещество
– дисолван – 0,5 масс. %, вода остальное. Эмульсию продавили в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, равную 165 мм, инертным газом
– азотом. Оставили эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами, равный 4 часам.
После чего вызвали приток газа из пласта и вместе с газом удалили отходы реакции на факел. Затем скважину вывели на проектный режим и пустили в эксплуатацию.
вывод. Предложенная авторами технология позволяет более эффективно проводить ОПЗ трещиновато-порового терригенного пласта, а использование для доставки эмульсии в обрабатываемый пласт ГТ колтюбинговой установки позволяет существенно снизить
затраты на ремонт скважины за счет исключения операции по глушению скважины и сокращение продолжительности спуско-подъемных операций. Кроме того, использование углеводородной составляющей эмульсии снижает экологическое загрязнение окружающей территории.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири. – М.: ООО «Газпром экспо», 2010. – 255 с.
2. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Дмитрук В.В. ,
Чабаев Л.У. Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений. – М.: ИРЦ Газпром, 2009. – 208 с.
3. Магадов Р.С., Магадова Л.А. , Мариненко В.Н. и др.//Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением//Патент 2242604 РФ.
№ 2003125214. Заяв. 15.08.03; опубл. 20.12.04.
4. Иванов С.И., Гличев А.ю., Тенн А.В. и др. Способ кислотной обработки продуктивного пласта//Патент 2247833 РФ.
№ 2003127194. Заяв. 08.09.03; опубл. 10.03.05.
5. Ибрагимов Н.Г., Шариков Г.Н., Кормишин Е.Г. и др. Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта//Патент 2278967 РФ. Е 21 В 43/27. № 2005123477. Заяв. 25.07.05; опубл. 27.06.06.
6. Ланчаков Г.А., бердин Т.Г., Сюзев О.б., Седых А.В. Способ обработки призабойной зоны пласта//Патент 2198290 РФ. Е 21 В 43/27. № 2001134447. Заяв. 17.12.01; опубл. 10.02.03.
7. Паникаровский В.В., Щуплецов В.А., Клещенко И.И., Паникаровский Е.В., Кузьмич Л.И. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта//Патент 2269648 РФ. Е 21 В 43/27. № 2004119927. Заяв. 29.06.04; опубл. 10.02.06.
8. Гейхман М.Г., Зозуля Г.П., Кустышев А.В., Листак М.В. Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли//Обз. информ. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ИРЦ Газпром,
2007. – 112 с.
9. булатов А.И. Колтюбинговые технологии при бурении, заканчивании и ремонте нефтяных и газовых скважин: Справочное пособие. – Краснодар: Изд-во «Просвещение- юг», 2008. – 370 с.
10. Паникаровский Е.В., Кустышев Д.А., Кустышев А.В. и др. Способ обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом//Патент 2459948 РФ. Е 21 В 43/27. Е 21 В 43/22.
№ 2013132098. Заяв. 10.07.13; опубл. 27.10.13, бюл. № 28.
Источник: http://www.cttimes.org/ «Время колтюбинга. Время ГРП» №55
