Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта
METHOD OF RESTORATION OF WATER-FLOODED GAS OR GAS CONDENSATE WELL AFTER HYDRAULIC FRACTURING OF FORMATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) и обеспечения дальнейшей их эксплуатации.
Одной из причин обводнения продукции нефтяных и газовых скважин является вскрытие в отдельных случаях водонасыщенного пропластка или другого источника обводнения в процессе проведения ГРП в скважине, при котором открывается интенсивный приток воды в скважину. Это приводит в нефтяных скважинах к обводнению продукции на 90% и выше, а в газовых или газоконденсатных скважинах приводит либо к их самозадавливание, либо к экстремальному снижению дебита газа из-за значительного гидравлического сопротивления столба жидкости в стволе скважины.
Поэтому большинство нефтяных и газовых скважин, выбранных для проведения ГРП, считаются «опасными» по причине значительного увеличения обводненности продукции после проведения операции ГРП. Основным фактором, приводящим к данному ограничению области применения ГРП, является расположение уровня ГВК или водонасыщенных пропластков вблизи предполагаемого радиуса трещины разрыва, особенно в скважинах с глубиной интервала перфорации ниже 1000 м.
3
3
Известен способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах (см. патент РФ №2566345, МПК Е21В 43/267, опубл. 25.10.2015), который характеризуется тем, что в горизонтальный участок скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с установкой пробки мостовой, разбуриваемой ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта - ГРП, поднимают НКТ, производят спуск НКТ с пакером и устанавливают его выше интервала участка обработки скважины, проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе состава, об.%: дизельное топливо - 99,0-99,5, гелант HGG-77 - 0,3-0,5, активатор HGA-10 - 0,2-0,5, проводят прокачку сшитой «подушки» геля в продуктивный пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана состава, об.%: HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5; дизельное топливо - 89, этилсиликат ЭТС-40 - 10, проводят мини гидравлический разрыв пласта, с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об.%: гелант HGG-77 - 0,8, активатор HGA-10 - 0,8, дизельное топливо - 93,4, кремнийоргананическая жидкость ГКЖ-11Н - 5, и в качестве проппанта - опоки, предварительно насыщенной кремнийорганической жидкостью ГКЖ-11Н, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 200 кг/м, продавливают жидкость - проппантоноситель в пласт дизельным топливом, проводят основной гидравлический разрыв пласта с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об.%: гелант HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5, дизельное топливо - 89, ЭТС-40 - 10, и в качестве проппанта - опоки используют, предварительно насыщенной этилсиликатом ЭТС-40, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 1200 кг/ м, с последующей про давкой в пласт дизельным топливом.
Недостатком данного способа является значительное снижение коэффициента продуктивности скважины за счет снижения проводимости пачки пропанта, пропитанного предварительно насыщенной кремнийорганической жидкостью и смешанного с кремнийорганическим тампонажным материалом в призабойной зоне пласта, при их закачке в интервале перфорации.
Известен способ ремонтно-изоляционных работ после гидравлического разрыва пласта (см. патент RU 2278243 С2, опубл. 20.06.2006) обеспечивающий повышение эффективности и качества ремонтно-изоляционных работ в скважинах после гидравлического разрыва продуктивного пласта, включающий временное отключение продуктивного пласта в интервале каналов низких фильтрационных сопротивлений путем установки цементного моста с задавливанием в продуктивный пласт цемента в объеме, определяемом по мощности продуктивного пласта, длине перфорационных отверстий в продуктивном пласте и ширине трещины гидравлического разрыва, ликвидацию водопритока из водоносного пласта, лежащего ниже продуктивного пласта, путем перфорации непроницаемого пропластка, отделяющего водоносный пласт от продуктивного, и закачки цементного раствора с расширяющей добавкой через перфорационные отверстия пропластка, разбуривание цементного моста, создание каналов низких фильтрационных сопротивлений между продуктивным пластом и скважиной повторной перфорацией продуктивного пласта.
Недостатком способа является предназначение его для изоляции главным образом заколонных перетоков из водоносного пласта, лежащего ниже продуктивного, по трещинам в цементном камне, образовавшихся после операции ГРП в обсаженных эксплуатационной колонной нефтяных или газовых скважинах.
Наиболее близким к предполагаемому изобретению является способ ограничения водопритоков в нефтяной скважине после проведения ГРП. (К вопросу ограничения водопритоков в нефтяной скважине после проведения ГРП / A.M. Строганов и др. // "Нефть.Газ.Новации.". - 2013. - №7 (174). - С. 23-25) включающий: закачку расчетного объема буферной жидкости (изопропиловый спирт, для селективного проникновения в пласт и создания буфера между водоизолирующим составом и водой); закачку расчетного объема водоизолирующего состава АКОР-БН 102 в товарной форме; продавку и перепродавку, тампонажного состава товарной нефтью за расчетное время при расчетных давлениях в начале и конце продавки, и последующую выдержку на период отверждения и набора прочности.
Недостатком данного способа является резкое снижение коэффициента продуктивности скважины и не существенное снижение обводненности продукции скважины, всего до 50%.
Задачей изобретения является создание способа восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта, обеспечивающего повышение эффективности эксплуатации скважин после ГРП за счет снижения притока пластовых вод, повышения дебита и предупреждения дальнейшего их обводнения и самозадавливания, а также увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин.
2
Поставленная задача решается тем, что в способе восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку расчетного объема буферной жидкости, закачку расчетного количества водоизолирующего состава, продавку водоизолирующего состава в пласт с использованием углеводородного сырья; выдержку на период отверждения и набора прочности, в качестве буферной жидкости используют ацетон, в качестве углеводородного сырья для продавки водоизолирующего состава используют природный углеводородный газ, закачку и продавку водоизолирующего состава проводят в два этапа, на первом этапе в качестве водоизолирующего состава используют тампонажный материал АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция, армированный базальтовым волокном при следующем соотношении компонентов, мас.%: АКОР-БН 102 - 15-26; хлорид кальция CaCl - 12-25; базальтовое волокно - 0,5-3,0; вода - остальное. Смесь закачивают с выходом в водонасыщенный горизонт на 0,5-0,75 м. На втором этапе в качестве водоизолирующего состава используют АКОР-БН 102 в товарной форме и закачивают до полного заполнения пространства трещины гидроразрыва. В процессе эксплуатации после восстановления скважины осуществляют постоянный отбор остаточного притока пластовой воды на забой скважины газлифтом.
Закачка буферной жидкости, осуществляемая на начальном этапе, служит для предупреждения раннего взаимодействия водоизоляционного состава с пластовой водой. Использование в качестве буферной жидкости ацетона обусловлено его высокой растворимостью в воде и весьма низкой вязкостью, что обеспечивает снижение сопротивления фильтрации в пористых средах. Фильтруясь через поры проппантозаполненной трещины гироразрыва и капилляры пород пласта на границе плоскости ее крыльев, ацетон подготавливает фильтрацию через них относительно более вязкого водоизоляционного состава. Немаловажным является и тот факт, что ацетон улучшает структуру воды и тем самым повышает растворимость в ней органических реагентов.
Использование природного газа вместо нефти для продавливания водоизолирующих составов предотвращает загрязнение каналов фильтрации в призабойной зоне пласта нефтепродуктами.
При изоляции водопритоков большое значение имеют фильтрационные и водоизолирующие свойства состава. Водоизоляционный состав должен обладать высокой проникающей способностью в каналы проницаемости трещины гидроразрыва и пород пласта, низкой вязкостью в пластовых условиях до отверждения, легко проникать в водонасыщенные каналы продуктивного пласта, вытеснять из них воду, а через расчетное время превращаться в гель, имеющий необходимые структурно-механические свойства.
Для практической реализации работ по изоляции притока пластовой воды по трещине ГРП необходимо предусматривать создание водоизоляционной «подушки» между водонасыщенным и продуктивным пластами и недопустима изоляция всего объема закрепленной пропантом трещины пласта. Водоизоляционный состав после отверждения должен обладать высокими характеристиками структурной прочности по предельному напряжению сдвига.
Использование в качестве водоизолирующего состава кремнийорганического тампонажного материала АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция приводит к образованию более прочных и плотных структур материала после отверждения за счет минерализации и присутствия ионов кальция, которые выполняет роль сшивателя высокомолекулярных цепей кремнеорганического полимерного материала. Кроме того, раствор хлорида кальция с высокой плотностью значительно утяжеляет смесь, что способствует проникновению состава в трещины гидроразрыва в направлении нижележащего водоносного пропластка за счет гравитационных сил и обеспечивает более эффективному тампонированию каналов фильтрации пластовой воды. Этому способствует и проницаемость проппантозаполненного объема трещины гидроразрыва, которая в 1,5-2,5 раза выше, чем проницаемость пород пласта.
Использование АКОР-БН 102 в товарной форме на втором этапе предотвращает кольматацию трещин гидроразрыва и порового пространства продуктивного пласта в области фильтрации углеводородной продукции за счет исключения образования твердых фаз. В процессе закачки АКОР-БН 102 в товарной форме состав фильтруется преимущественно в водонасыщенную зону, где при взаимодействии с пластовой водой образуется достаточно прочный гель, снижающий проницаемость пор трещины или каналов фильтрации пород продуктивного пласта практически до нуля. В углеводородонасыщенной части пласта состав АКОР-БН 102 также образует гель, но непрочный, который легко выносится из пласта при создании депрессии.
Важным параметром для оценки эффективности гелевых систем для применения их с целью ограничения водопритока является структурная прочность. Армирование водоизолирующего состава базальтовыми волокнами в присутствии хлорида кальция обеспечивает получению более прочного материала для закупорки и изоляции трещин гидроразрыва, а также порового пространства пород на границе с водоносным горизонтом. Предельное напряжение сдвига армированных полимерных систем, приготовленных на минерализованной воде, выше, чем у неармированных полимерных растворов в 16,7-23,3 раз в зависимости от типа армирующего волокна.
При снижении содержания АКОР-БН 102 в смеси ниже 15 мас.% ухудшается качество получаемого материала после отверждения, в результате повышается приток пластовой воды в скважину. Увеличение его содержания более 26 мас.% приводит к снижению времени гелеобразования и отверждения и не обеспечивает качественное заполнение смесью трещин из-за раннего схватывания.
При снижении содержания хлорида кальция ниже 12 мас.% уменьшается плотность смеси и структурная прочность материала, образующегося из водоизоляционного состава, что приводит к снижению качества водоизоляционных работ. При увеличении содержания хлорида кальция выше 25 мас.% уменьшается время гелеобразования и отверждения смеси и не обеспечивается также качественное проведение водоизоляционных работ.
Содержание базальтового волокна в пределах 0,5-3,0 мас.% обеспечивает качественное армирование тампонажного материала. Введение базальтового волокна менее 0,5 мас.% практически не способствует увеличению сдвиговой прочности геля, образующегося из водоизоляционного состава. При введении базальтового волокна более 3 мас.% возрастает вязкость водоизоляционного состава и снижается эффективность заполнения составом трещин разрыва.
Закачка смеси с выходом в водонасыщенный пласт на глубину 0,5-0,75 м обеспечивает создание водоизоляционной «подушки» между водонасыщенным и продуктивным пластами и предотвращение притока пластовой воды на забой скважины. При снижении глубины менее 0,5 м не обеспечивает гарантированную изоляцию продуктивного пласта от водонасыщенного горизонта. Увеличение глубины более 0,75 м приводит к перерасходу материалов и практически не оказывает влияние на параметры водоизоляции.
Опыт селективной изоляции показывает, что остаточный приток пластовой воды составляет 0,5-5% от первоначального притока. Наиболее оптимальным способом удаления этого остаточного объема пластовой воды с забоя скважины является газлифтный с использованием в качестве рабочего агента газа добычи данной скважины. Для повышения эффективности удаления жидкости за счет формирования оптимальной структуры потока газожидкостной смеси в НКТ могут быть устанавлены диспергаторные устройства.
Сущность заявленного изобретения описывается следующим примером.
Для реализации предлагаемого способа проводят глушение скважины. Устье скважины оборудуют с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции. Скважину оборудуют внутрискважинным газлифтным оборудованием. В случае необходимости для повышения эффективности подъема пластовой воды за счет регулирования структуры газожидкостного потока в колонне НКТ могут быть установлены диспергаторные устройства.
Для оценки основных параметров трещины в пласте после ГРП проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований. При этом определяют приемистость каналов фильтрации в призабойной зоне и в объеме трещины разрыва. По результатам интерпретации кривой восстановления давления рассчитывают основные геометрические параметры трещины ГРП. Для расчета можно использовать формулы, приведенные в «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи» И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с. Собирают и анализируют информация о скважине и флюидах. Проводят контрольные лабораторные исследования водоизоляционной композиции с целью определения времени реакции АКОР БН 102 с раствором хлорида кальция при заданных соотношениях компонентов. Уточняют массовое соотношение компонентов, время начала полимеризации водоизоляционного состава и продолжительность технологического процесса закачки и продавки.
Ремонтно-изоляционные работы проводят через нижнюю часть перфорационного интервала скважины. Башмак НКТ устанавливают на 0,5-1,0 м ниже нижних отверстий интервала перфорации. Далее проводят обвязку НКТ с агрегатом ЦА-320 и системой подачи природного газа. Удаляют остатки жидкостей из ствола скважины прямой циркуляцией газа при открытой задвижке в межтрубном пространстве.
В мернике ЦА-320 приготавливают технологическую композицию водоизоляционных составов введением расчетных количеств компонентов: АКОР-БН 102, раствор хлорида кальция и базальтового волокна. Компоненты перемешивают. Затем с помощью агрегата ЦА-320 при закрытой задвижке в межтрубном пространстве последовательно закачивают, а с помощью природного углеводородного газа продавливают через НКТ расчетный объем буферной жидкости - ацетона, расчетный объем готовой композиции водоизоляционного состава, расчетный объем состава АКОР-БН 102 в товарной форме. Продавку жидкостей проводят с помощью природного углеводородного газа. Расчетный объем продавки композиционного водоизоляционного составов, содержащего АКОР-БН 102, хлорид кальция и базальтовое волокно должен обеспечить помимо заполнения нижней половины трещины гидроразрыва и выход состава в водонасыщенный горизонт на глубину 0,5-0,75 м. В процессе выполнения работы осуществляют контроль расхода буферной жидкости, водоизоляционных составов, продавочного газа, давления закачки и продавки.
Скважину оставляют в покое до полимеризации композиции (24-48 час) под остаточным давлением, равным конечному давлению продавки. После полимеризации проверяют наличие или отсутствие отвердевшего геля в стволе скважины. В дальнейшем скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.
Исследования водоизоляционных работ (ВИР) проводили при различных режимах и параметрах водоизоляционных составов. Результаты исследований приведены в таблице 1.
3
3
3
3
Как видно из таблицы после проведения водоизоляционных работ дебит газа увеличивается с 26-30 тыс.м/сут до 64-78 тыс.м/сут или в 2,4-2,6 раза, а приток пластовой воды снижается с 4,1-4,7 м/сут до 0,5-1,0 м/сут или в 4,6-9,4 раза. По сравнению с прототипом дебит газа увеличивается в 1,2-1,5 раза, а приток пластовой воды снижается в 2,1-4,2 раза.
Результаты исследований показывают, что при реализации предполагаемого способа происходит эффективная изоляция продуктивного пласта от водонасыщенного за счет качественной закупорки трещин гидроразрыва и порового пространства, что практически предотвращает приток пластовой воды на забой скважины.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважин после проведения ГРП при наличии водонащынных пропластков в радиусе трещин гидроразрыва за счет снижения притока пластовых вод, увеличения дебита и предупреждения дальнейшего их обводнения и самозадавливания. При этом увеличивается межремонтный период эксплуатации за счет постоянного извлечения остаточных объемов пластовой воды с забоя скважины и предотвращения накопления жидкости на забое скважины.