Топ-Статьи
ПОИНТЕРВАЛЬНАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ТЕРРИГЕННЫХ ПЛАСТОВ КИСЛОТНОЙ ЭМУЛЬСИЕЙ

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

В номере
 
Информеры
oilgasukraine@gmail.com
ООО "Ньюфолк нефтегазовый консультационный центр"
При копировании материалов с сайта ссылка обязательна.
Все права защищены © 2019