Способ проведения обработки газовых скважин подземных хранилищ газа
METHOD OF PROCESSING GAS WELLS OF UNDERGROUND GAS STORAGES

Изобретение относится к области газовой промышленности и, в частности, к способам повышения продуктивности и надежности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) и может быть использовано при проведении работ по интенсификации притока флюида на эксплуатационных скважинах ПХГ, оборудованных гравийно-насыпным (гравийным) и забойным противопесочным фильтрами.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку щелочной буферной жидкости, активного реагента, выдержку их для реагирования с породами пласта и кольматирующими их веществами, отбор отработанного активного реагента, удаление продуктов реакции из пласта и введение скважины в эксплуатацию. (Патент РФ №2232879 С1, СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, МПК Е21В 43/22 (2000.01), опубл. 04.01.2003).
Недостатком упомянутого выше способа является низкая производительность, а также ограниченная область его применения, поскольку он предназначен для диспергирования кольматирующих веществ, которые образовались в результате того, что проводка скважин велась на утяжеленных баритом (сульфатом бария) глинистых растворах и не может быть использован для растворения очень твердой породы кольматанта, например, сульфата кальция.
Техническим результатом заявленного способа обработки газовых скважин ПХГ является повышение их производительности за счет интенсификации притока газа и регенерации гравийных и забойных противопесочных фильтров, а также обеспечение экономической выгоды за счет увеличения периода времени между капитальными ремонтами скважин ПХГ.
Технический результат достигается за счет реализации способа проведения обработки газовых скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) заключающегося в том, что поэтапно проводят последовательную обработку газовой скважины ПХГ, оборудованной гравийно-намывным фильтром и проволочным забойным противопесочным фильтрами, для чего на первом этапе в колонну насосно-компрессорных труб закачивают технологическую жидкость, приготовленную на основе водного раствора соляной кислоты для создания реагентной ванны, посредством которой происходит разрушение цементирующей основы карбонатного кольматанта, образующегося на проволочном забойном противопесочном фильтре, при этом газовую скважину ПХГ оставляют на технологический отстой для протекания химического взаимодействия закаченной технологической жидкости с карбонатным кольматантом, после чего продукты упомянутого химического взаимодействия удаляют, затем, на втором этапе, повторно закачивают в колонну насосно-компрессорных труб технологическую жидкость, приготовленную на основе водного раствора соляной кислоты, и продавливают ее в пласт для обеспечения разрушения цементирующей основы карбонатного кольматанта в зоне гравийно-намывного фильтра и природного пласта-коллектора, после завершения второго этапа проводят газодинамические исследования газовой скважины ПХГ, заключающиеся в проведении исследований при различных режимах, в ходе которых определяют зависимость дебита газа от депрессии на пласт и от давления на устье упомянутой скважины ПХГ, и в случае, если ее дебит после проведения указанных выше первого и второго этапов обработки не достиг проектного значения, проводят дополнительную обработку газовой скважины ПХГ технологической жидкостью, приготовленной на основе водного раствора едкого натра с комплексообразующим веществом, проводя последовательно операции, аналогичные операциям, осуществляемым на вышеупомянутых первом и втором этапах обработки, при этом указанную дополнительную обработку газовой скважины ПХГ технологической жидкостью на основе водного раствора едкого натра с комплексообразующим веществом проводят после того, как газовая скважина ПХГ отработает в режиме отбора газа до полного удаления остатков технологической жидкости, приготовленной на основе водного раствора соляной кислоты.
Заявленный способ осуществляется нижеследующим образом.
Основная проблема при эксплуатации газовых, газоконденсатных добывающих скважин - образование нерастворимого (труднорастворимого) осадка, так называемого кольматанта, на пути фильтрации флюида (в данном случае - газа) в течение периода времени, определяемого физико-химическими процессами, происходящими в призабойной зоне пласта.
Как показывают проведенные химико-аналитические исследования, при эксплуатации газовых скважин ПХГ, созданных в терригенных коллекторах, могут образовываться несколько типов (по составу цементирующей части) кольматанта:
- глинистый;
- карбонатный;
- сульфатный;
- смешанный из вышеперечисленных.
При этом, на растворение каждого типа кольматанта должен применяться соответствующий состав (технологическая жидкость, реагент).
В ходе научных исследований определено, что кольматирование в процессе эксплуатации газовых скважин ПХГ образуется как в глубине пористого пространства естественного пласта-коллектора по пути фильтрации газа, так и на гравийно-намывном фильтре, представляющем собой кварцевый песок строго определенной фракции, намытый и уплотненный вокруг окончания ствола скважины ПХГ (предварительно пробуренного, расширенного пространства в диаметре до ~ 0,45 м), и на забойном противопесочном щелевом проволочном фильтре, которым оборудовано окончание колонны насосно-компрессорных труб. При этом наиболее плотный слой кольматанта (и соответственно более проблемная зона для его растворения и разрушения) наблюдается на щелях проволочного фильтра, которые изначально механически забиваются частицами кварцевого песка, а вторично дополнительно обрастают так называемым «цементом», т.е. очень твердым кольматантом карбонатного типа либо кольматантом в виде сульфата кальция.
Далее следуют зоны гравийного фильтра и естественной породы пласта-коллектора, которые являются менее проблемными, так как они не имеют, во-первых, металлического скелета, который имеется у проволочного фильтра, и, во-вторых, зон пониженной фильтрации, которые возникают в проволочном фильтре за счет незначительных межщелевых расстояний в нем.
Все вышеуказанное влияет на интенсификацию притока газа и, как следствие, на понижение производительности газовой скважины ПХГ в целом.
Для обработки газовой скважины ПХГ приготавливают разные по составу технологические жидкости для растворения разных типов кольматанта. Проведение обработки газовой скважин ПХГ технологической жидкостью возможно только в тех газовых скважинах, в которых призабойная зона на момент обработки не обводнена.
Для повышения эффективности такой обработки проводят на газовой скважине ПХГ несколько последовательных обработок с обязательным удалением продуктов реакции после каждой из них.
На первом этапе обработки газовых скважин ПХГ обеспечивают разрушение цементирующей основы кольматанта, образующегося на проволочном забойном противопесочном фильтре (такой кольматант представлен, как правило, карбонатами двухвалентных металлов (кальция и реже магния) либо их смесью с глинистыми частицами). Упомянутое разрушение цементирующей основы кольматанта, обеспечивают посредством закачки в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) расчетного количества технологической жидкости, приготовленной на основе соляной кислоты для установки реагентной ванны.
Затем устье газовой скважины ПХГ герметизируют и оставляют на технологический отстой на время протекания реакции (химического взаимодействия указанной технологической жидкости с цементирующей основой кольматанта, образующегося на проволочном забойном противопесочном фильтре) от 20 до 24 ч. После отстоя удаляют продукты реакции, образовавшиеся в призабойной зоне, и осваивают газовую скважину ПХГ с одновременной подачей в манифольд освоения нейтрализующего раствора, при этом подачу нейтрализующего раствора осуществляют в течение всего времени освоения скважины ПХГ.
Далее проводят второй этап обработки газовой скважины ПХГ, в ходе которого в колонну НКТ закачивают расчетное количество той же технологической жидкости (приготовленной на основе соляной кислоты) и продавливают ее в пласт, например, газом со шлейфа азотно-компрессорной установки или продавочной жидкостью с использованием цементировочного агрегата. Указанную технологическую жидкость закачивают для обеспечения разрушения цементирующей основы карбонатного кольматанта, образующегося на гравийно-намывном фильтре и природном пласте-коллекторе.
3
Продавочную жидкость закачивают с таким расчетом, чтобы по завершении продавки столб указанной выше технологической жидкости, приготовленной на основе соляной кислоты, в колонне НКТ оставался бы выше кровли обрабатываемого интервала на 10-15 м. В качестве продавочной жидкости используют пластовую воду или водный раствор хлорида калия с массовой концентрацией 3-5% (30-50 кг на 1 м).
Затем герметизируют устье газовой скважины ПХГ и оставляют на технологический отстой на время протекания реакции от 20 до 24 ч. Далее удаляют продукты реакции, образовавшиеся в призабойной зоне, и осваивают газовую скважину ПХГ. После чего подключают газовую скважину ПХГ в работу на срок от трех до пяти суток.
По завершению второго этапа обработки газовой скважины ПХГ проводят газодинамические исследования скважины (ГДИС), по результатам которых оценивают эффективность проведения реагентной обработки. ГДИС заключаются в том, что проводят исследования газовой скважины ПХГ при различных режимах, в ходе которых определяют зависимость дебита газа от депрессии на пласт и от давления на устье газовой скважины ПХГ. На основании этой зависимости оценивают эффективность проведенной обработки газовой скважины ПХГ. В случае недостаточной эффективности проведенной обработки, то есть в случае, когда дебит газовой скважины ПХГ после обработки не достиг проектного или планируемого геологической службой значения, проводят дополнительно последовательную обработку газовой скважины ПХГ технологической жидкостью, приготовленной на основе едкого натра с комплексообразующим веществом. В качестве комплексообразующего вещества может быть применено одно из следующих веществ: трилон Б, оксиэтилендифосфоновая кислота (ОЭДФ), карбоксилированный амин.
Комплексообразующее вещество вводится в технологическую жидкость для предотвращения вторичного выпадения нерастворимых в воде карбонатов кальция, магния и нерастворимых гидроксосоединений железа при снижении концентрации соляной кислоты и удержания кальция и магния в стабильном растворимом состоянии. Также комплексообразующее вещество вводится в технологическую жидкость для растворения сульфатных солей.
Технологическая жидкость, приготовленная на основе едкого натра с комплексообразующим веществом, обеспечивает разрушение в газовой скважине ПХГ кольматанта сульфатного типа. Рассчитанный объем указанной технологической жидкости закачивают в газовую скважину ПХГ для установки реагентной ванны, а затем продавливают в пласт, повторяя все вышеупомянутые на первом и втором этапах стадии обработки.
При этом важно отметить, что проведение обработки газовой скважины ПХГ технологической жидкостью на основе едкого натра с комплексообразующим веществом после обработки газовой скважины ПХГ технологической жидкостью на основе соляной кислоты осуществляют только после того, как газовая скважина ПХГ отработает в режиме отбора газа до полного удаления остатков технологической жидкости на основе соляной кислоты.
Здесь надо отметить следующее. Первый этап обработки газовой скважины ПХГ, как одной так и другой технологической жидкостями (установка реагентной ванны), направлен на растворение цементирующей основы кольматанта на теле проволочного забойного противопесочного фильтра за счет прохождения химических реакций между раствором соляной кислоты и цементирующей основы карбонатного кольматанта (карбонат кальция) или химической реакции между раствором едкого натра с комплексообразующим веществом и цементирующей основы сульфатного кольматанта (сульфататом кальция).
Второй этап обработки газовой скважины ПХГ с продавкой как одной так и другой технологической жидкости в пласт направлен на растворение кольматанта в гравийном фильтре и ближайшей зоне природного пласта-коллектора.
Необходимое количество закачиваемой технологической жидкости определяют в зависимости от технологии проведения обработки.
3
Необходимый объем технологической жидкости для продавки в пласт V, м, определяют по формуле:
2
0
1
V=π⋅r⋅m⋅h/100+V+V,
где r - радиус проникновения технологической жидкости, м;
m - пористость, %;
h - мощность обрабатываемого интервала, м;
0
3
V - объем технологической жидкости, остающейся при закачке в насосе и нагнетательной линии, м;
1
3
V - объем технологической жидкости, оставляемой в колонне НКТ в конце продавки технологической жидкости в пласт, м.
3
Для нейтрализации продуктов реакции после обработки газовой скважины ПХГ первой технологической жидкостью, приготовленной на основе соляной кислоты, в мерной емкости цементировочного агрегата готовят нейтрализующий раствор кальцинированной соды в расчете на нее - 105 кг на 1 м воды.
3
Для нейтрализации продуктов реакции после обработки газовой скважины ПХГ второй технологической жидкостью, приготовленной на основе едкого натра с комплексообразующим веществом, в мерной емкости цементировочного агрегата готовят нейтрализующий раствор на основе соляной кислоты, для чего необходимо растворить в 1 м технической воды 70 л 36% соляной кислоты (или 150 л готового раствора на основе первой технологической жидкости, как альтернативный вариант).
3
Затем обвязывают и опрессовывают цементировочный агрегат жесткой линией с устьем газовой скважины ПХГ, после чего для сбора излишков нейтрализующего раствора и продуктов реакции на выходе манифольда освоения устанавливают емкость объемом не менее 6 м.
С целью удаления продуктов реакции осваивают газовую скважину ПХГ с одновременной подачей в манифольд освоения нейтрализующего раствора с расходом 6-8 л/с в течение всего времени освоения.
Представленная выше последовательность операций для реализации заявленного способа обработки газовых скважин ПХГ продиктована тем, что на практике происходит следующее:
- в абсолютном большинстве газовых скважин ПХГ (85-90%), призабойная зона пласта-коллектора, гравийно-намывной фильтр и забойный противопесочный фильтр (при наличии двух последних) - кольматируются карбонатным либо глинистым кольматантом;
- оставшееся 10-15% «цементируются» кольматантом сульфатного типа;
- невозможность одновременного применения щелочного и кислотного растворов требуют разделения по времени обработки ими закольматированной газовой скважины ПХГ с целью максимально полного выхода продуктов реакции и остатков непрореагировавшей технологической жидкости из газовой скважины ПХГ в течение определенного периода времени отбора газа;
- экономически более выгодно проводить первичную обработку любой скважины более дешевым раствором - раствором на кислотной основе, исходя из приведенной выше статистики по распределению типов кольматации.
Реализация заявленного способа позволяет обеспечить повышение производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа и регенерации гравийных фильтров, а также увеличения периода времени между капитальными ремонтами газовых скважин ПХГ.
Увеличение притока газа после обработки газовых скважин ПХГ технологическими жидкостями происходит в результате растворения или диспергирования кольматанта как в пласте-коллекторе (при этом происходит восстановление его фильтрационно-емкостных свойств), так и растворения или диспергирования кольматанта в гравийно-намывном фильтре и забойном противопесочном фильтре (в этих случаях восстанавливаются фильтрационно-емкостные свойства первого и межщелевые расстояния у второго).
Увеличение периода времени между капитальными ремонтами газовых скважин ПХГ обусловлено такими факторами, как правильный выбор технологических жидкостей; их качество; соблюдение технологии закачки; последовательность прибавления выбранных технологических жидкостей.