Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин
METHOD FOR FIXING THE BOTTOM-HOLE ZONE OF PRODUCTIVITY OF THE GAS WELL FORMATION

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин.
Анализ существующего уровня техники показал следующее: известен способ крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины, по которому закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас.% модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас.% водного раствора кислотного катализатора, и продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ, при этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа, после этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток (см. патент РФ №2 645 233 от 03.10.2016 г., по кл. Е21В 33/138, C09K 8/42, опубл. 19.02.2018 г.).
Недостатком указанного способа является следующее.
В процессе реализации способа происходит очаговая обработка продуктивного пласта в результате различной проницаемости пропластков. При этом значительно увеличивается расход реагентов в результате сложности движения смачиваемой жидкости в капиллярах, что приводит к необходимости проведения повторных операций для достижения результата. Продавка связующего состава - укрепляющего состава газообразным агентом без учета времени структурирования состава, может привести к стеканию состава по стенкам фильтрационных каналов под действием силы тяжести с образованием перемычек и снижением эффективного диаметра пор, что в свою очередь прямым образом влияет на производительность скважины после обработки. Так же продавка газообразным агентом по мере снижения уровня может привести к прорыву газа в высокопроницаемый пропласток, что не позволит полноценно обработать всю зону слабосцементированных пород и существенно снизит качество проводимых операций, а следовательно, и в целом эффективность данного способа;
- известен способ борьбы с пескопроявлениями в нефтяных скважинах, по которому выполняют последовательную закачку в пласт через добывающую скважину газообразного агента, раствора уретанового предполимера в ацетоне, воды с продавкой указанного раствора в пласт. Осуществляют указанную закачку газообразного агента в течение не менее 1 ч при давлении, превышающем пластовое в 1,1-1,9 раза, закачку воды в объеме 0,5-2 ч от объема раствора полимера при его концентрации 10-40%, а после закачки указанного раствора дополнительно осуществляют закачку газообразного агента до стабилизации давления закачки (см. патент РФ №2406818 от 03.06.2009. по кл. Е21В 43/22, опубл. 20.12.2010 г.).
Недостатком указанного способа является следующее. Освободившиеся после прокачки газообразного агента поры пласта заполняются полимером, который после структурирования может полностью закупорить флюидопроводящие каналы и привести к существенному снижению, либо к полной потере продуктивности скважины. К тому же продавка воды в пласт, имеющий в своем составе глинистые частицы, приводит к их гидратации, набуханию и значительному увеличению фильтрационных сопротивлений породы, приводящих к необходимости проведения дополнительных технологических операций для сохранения коллекторских свойств пласта, что в свою очередь существенно увеличивает затраты на проведение операции укрепления пласта. Так же закачка газообразного агента до стабилизации давления закачки, без учета времени структурирования состава, может привести к стеканию полимера по стенкам фильтрационных каналов под действием силы тяжести с образованием перемычек и снижением эффективного диаметра пор. Дополнительно стекание полимера по стенкам фильтрационных каналов влияет на качество сформировавшейся крепи, которая становится не однородной, а имеет зональное, очаговое распределение.
Техническая задача - разработка эффективного способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин со слабоцементированым типом коллектора и сохранении максимальной производительности скважин.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, заключается в повышении эффективности способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин с обеспечением максимального сохранения фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта, увеличение глубины обработки призабойной зоны пласта, повышение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации.
Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа, по которому предварительно на устье производят обвязку трубного пространства скважины с источником инертного газа, а затрубного пространства с аэрозольным генератором потока, затем производят закачку инертного газообразного агента по трубному пространству в течение не менее 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации инертного газа в пласт, при давлении, превышающем пластовое давление в 1,5-2,0 раза, но не превышающим давление гидроразрыва пласта, далее осуществляют одновременную закачку инертного газообразного агента по трубному пространству и закрепляющего состава в аэрозольном состоянии по затрубному пространству скважины, при этом закрепляющий состав в аэрозольном состоянии закачивают в объеме равном 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны, при давлении, превышающем значение давления закачки инертного газообразного агента на 0,1-0,5 МПа, после чего продолжают закачку инертного газообразного агента одновременно по трубному и затрубному пространству до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов.
Осуществление заявляемого способа начинают с обвязки на устье трубного пространства скважины с источником инертного газа, а затрубного пространства скважины аэрозольным генератором потока, позволяющем преобразовывать закачиваемый закрепляющий состав в мелкодисперсную систему, находящуюся во взвешенном состоянии в потоке инертного газа. В качестве инертного газа могут использоваться азот, природный газ, гелий, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, а также любая другая газообразная текучая среда, не создающая при взаимодействии с природным газом взрывоопасных смесей и агрессивных сред. По способу производят закачку инертного газообразного агента по трубному пространству в течение не менее 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации инертного газа в пласт, при давлении, превышающем пластовое давление в 1,5-2,0 раза, но не превышающим давление гидроразрыва. Закачка при установившемся режиме фильтрации инертного газа в пласт способствует вытеснению жидкости из порового объема породы пласта, а также очистке фильтрационных каналов и подключению к работе большого количества периферийных фильтрационных каналов. Указанные выше пределы давления закачки инертного газа обосновываются тем, что при давлении газа менее 1,5 от пластового давления не удается получить постоянный, без пульсации поток газа, имеющий достаточную скорость движения по фильтрационным каналам. При давлении, превышающем в 2,0 раза пластового давления возможна дезинтеграция частиц породы пласта и нарушение его целостности и однородности. Закачка инертного газа в течение менее 0,5 часа, по результатам промысловой практики, не позволяет выйти на устойчивый, стабильный процесс фильтрации газа в пласт. Закачка в пласт закрепляющего состава в аэрозольном состоянии (туман) позволяет получить на стенках фильтрационных каналов тонкую пленку, способствующую закреплению частиц породы и получению прочного конгломерата, при сохранении эффективного диаметра пор и как следствие сохранении фильтрационных характеристик призабойной зоны. При этом закачка закрепляющего состава в аэрозольном состоянии в потоке инертного газа позволяет глубоко проникнуть составу в пласт и осуществить широкий охват зоны обработки с вовлечением большого количества периферийных фильтрационных каналов за счет низкого гидравлического сопротивления газового потока в отличие от продавки в пласт укрепляющего состава в жидком состоянии. Для максимального сохранения фильтрационных характеристик призабойной зоны продуктивного пласта и возможности проведения эффективной отработки газовой скважины, необходимо чтобы, по меньшей мере, 20% порового объема обрабатываемой зоны были открыты для течения газа. Поэтому в предлагаемом способе закачку закрепляющего состава осуществляют в объеме жидкости, равном 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны. Закачка закрепляющего состава в объеме менее 0,5 порового объема обрабатываемой зоны существенно снижает эффективность способа из-за недостатка вяжущего вещества для закрепления частиц породы и получения прочного конгломерата, тем более что какая-то часть закрепляющего состава будет теряться в процессе его транспортировки на забой скважины. Закачка закрепляющего состава в объеме более 0,8 порового объема обрабатываемой зоны приводит к снижению проницаемости породы, следовательно, и дебит скважины по газу. К тому же значительно возрастают риски проведения эффективной отработки газовой скважины, поскольку более 80% порового объема обрабатываемой зоны могут оказаться заполнены закрепляющим составом. Поскольку аэрозоль (туман) это относительно устойчивая, но постоянно изменяющаяся среда, содержащая множество сконцентрированных в некотором объеме свободно витающих в газе капель жидкости радиусом от 1 до 60 мкм, стремящаяся к укрупнению капель и коалесценции - слиянию капель, приводящей к повышению степени гравитационного осаждения - седиментации крупных капель, то для доставки данной среды на забой необходим ламинарный режим движения газового потока. Поэтому закрепляющий состав в аэрозольном состоянии подают в скважину при давлении, превышающем значение давления закачки инертного газообразного агента на 0,1-0,5 МПа, что обеспечивает минимизацию коалесценции и седиментации. После закачки в пласт всего расчетного объема закрепляющего состава продолжают закачку азота в пласт одновременно по трубному и затрубному пространству скважины в течение времени, до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов, способствующего закреплению частиц породы и образованию прочного конгломерата породы.
Время структурирования состава зависит от физико-химических свойств выбранного состава и обычно варьируется в пределах 2-4 часов.
Испытания по предлагаемому способу проводят в лабораторных условиях. Для определения фильтрационных свойств породы до и после обработки закрепляющим составом по предлагаемому способу проводят - стендовые испытания на модернизированном стенде УИПК-1М (установка по исследованию проницаемости керна) в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Методы определения коллекторских свойств», пример реализации которых описан ниже.
2
Для лабораторных исследований используют насыпную модель пласта - металлический кернодержатель длиной 150 мм и внутренним диаметром 30 мм, заполненный спрессованным кварцевым песком, с начальной проницаемостью по газу в диапазоне 0,5-2 мкм. В качестве закрепляющего используют состав при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: низкомодульный силикатный реагент - 7,41, кислотный структурообразователь - 6,70, вода - остальное. Определяют следующие показатели: начальная проницаемость образца по газу до обработки закрепляющим составом проницаемость образца после обработки закрепляющим составом, коэффициент восстановления проницаемости.
2
Проницаемость образца К, мкм, до и после обработки закрепляющим составом рассчитывают по формуле
где μ - динамическая вязкость воздуха, Па⋅с;
атм
Р - атмосферное давление, Па;
3
q - расход прокачиваемого воздуха (газа), м/с;
L - длина образца, м;
2
F - площадь сечения образца, м;
1
2
P и Р - давление на входе и выходе испытуемого образца, Па.
в
Коэффициент восстановления проницаемости по газу К определяют как отношение значений проницаемости керна после обработки с и до обработки закрепляющим составом и рассчитывают по формуле
Β
2
1
К=К/К·100%,
1
2
где К - начальная проницаемость образца по газу до обработки закрепляющим составом, мкм;
2
2
К - проницаемость образца по газу после обработки закрепляющим составом, мкм.
Результаты исследований представлены в таблице.
Анализ полученных результатов показывает, что коэффициент восстановления проницаемости при обработке образцов керна закрепляющим составом в аэрозольном состоянии находится в пределах 97-99%, что свидетельствует о максимальном сохранении начальной проницаемости и обуславливает эффективность предлагаемого способа крепления.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков, обеспечивает достижение заявляемого технического результата.
Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующим примером.
В примере используют инертный газообразный агент - азот. Однако приводимые общие принципы, применимы и к другим инертным газообразным текучим средам.
Исходные данные:
Пластовое давление - 3,0 МПа;
Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм;
Толщина пласта - 10,0 м;
Коэффициент эффективной пористости -0,3;
Диаметр обработки пласта - 1,0 м.
1. Перед проведением способа крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин рассчитывают необходимый объем закрепляющего состава с учетом заполнения 0,5-0,8 порового объема обрабатываемой зоны, исходя из условного радиуса обработки призабойной зоны продуктивного пласта, толщины пласта и эффективной пористости коллектора.
3
Для обработки 10 м продуктивного пласта глубиной 1 м и эффективной пористостью коллектора 0,3 используют 1,65 мзакрепляющего состава.
2. Производят обвязку трубного пространства скважины с источником инертного газа - передвижной азотной установкой. Технические характеристики компрессора передвижной азотной установкой обеспечивают возможность закачки и продавки инертного газа в пласт.
3. Затрубное пространство скважины обвязывают с аэрозольным генератором потока, к которому подключают источник инертного газа - передвижную азотную установку и насосный агрегат для подачи закрепляющего состава в аэрозольный генератор (цементировочный агрегат ЦА-320). При этом насосный агрегат соединен с емкостью, в которой находится приготовленный закрепляющий состав.
4. После опрессовки наземного оборудования производят закачку азота по трубному пространству скважины азота в течение 0,5 часа до момента установившегося режима фильтрации газа в пласт при давлении 4,5 МПа, что превышает пластовое 1,5 раза.
3
5. После установившегося режима фильтрации газа в пласт закачку азота по трубному пространству продолжают, при этом открывают затрубное пространство и начинают закачку в пласт через аэрозольный генератор закрепляющего состава в объеме равном 1,65 м, что составляет 0,7 порового объема обрабатываемой зоны при давлении 5,0 МПа, превышающем давление закачки азота на 0,5 МПа.
6. После закачки в пласт всего расчетного объема закрепляющего состава продолжают закачку азота в пласт одновременно по трубному и затрубному пространству скважины в течение времени, до полного структурирования закрепляющего состава на стенках фильтрационных каналов, способствующего закреплению частиц породы и образованию прочного конгломерата породы.
Время структурирования состава зависит от физико-химических свойств выбранного состава и обычно варьируется в пределах 2-4 часов.
7. После структурирования состава закачку азота по трубному и затрубному пространству скважины прекращают, скважину закрывают, производят демонтаж технологического оборудования, после чего приступают к освоению скважины.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков, обеспечивает достижение заявляемого технического результата.