CC BY
90УДК 622.276.6
МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ
METHODS OF RESTRICTION OF WATER INFLOWS IN GAS AND GAS CONDENSATE WELLS
В. В. Паникаровский, Е. В. Паникаровский
V. V. Panikarovski, E. V. Panikarovski
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: насосно-компрессорные трубы; еодоизоляция; пластовое давление; призабойная зона пласта
Key words: oil-well tubing, water isolation; reservoir pressure; bottomhole formation zone
Опыт разработки газовых месторождений в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) показывает, что основные осложнения при эксплуатации скважин с образованием гидратных пробок возникают в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и устьевом оборудовании, а также связаны с возникновением межколонных газопроявлений, появлением жидкости и песка на поздних стадиях эксплуатации. Для предотвращения образования гидратов скважины обрабатывают растворами диэтиленглико-ля, метанола, хлористого кальция.
Для предотвращения межколонных перетоков газа из сеноманских и турон-сенонских залежей в конструкции эксплуатационных скважин предусмотрен удлиненный кондуктор, а над турон-сенонскими отложениями предусмотрена установка зако-лонного пакера ПВ15-205.
Для предотвращения обводнения скважин и абразивного износа оборудования, связанного с появлением в продукции скважин песка и воды, необходимо проведение
№ 1, 2015
Нефть и газ
39
профилактических мероприятий по удалению скопившейся на забое скважин конденсационной и пластовой воды, а также проведение ремонтных работ по изоляции водо-притока и закреплению призабойной зоны (ПЗП).
При удалении жидкости с забоя газовой скважины рекомендуется использовать различные поверхностно-активные вещества (ПАВ). В качестве ПАВ необходимо использовать сульфанол, ДС-РАС, неонол для минерализованных вод, а для слабоминерализованных вод с минерализацией меньше 10 г/л — другие виды ПАВ: ОП-7, ОП-10.
В случае изоляции пластовых вод предлагаются различные селективные изоляционные материалы: композиции из ацетона, стиромали и кремнийорганические жидкости: АКОР-Б или водоизолирующие составы: ВИС-1, ВИС-2 и др.
Наибольшую эффективность при проведении водоизоляционных работ получили технологии, основанные на закачивании в скважину селективной водоизоляционной композиции на основе модификатора с кремнийорганической жидкостью с установкой водоизоляционного экрана [1].
Для предотвращения выноса песка и закрепления скелета горных пород в конструкциях газовых скважин предусмотрено использование противопесочных фильтров, устанавливаемых на лифтовой колонне, и закрепляющих материалов: формальдегид-ных смол, параформальдегида, древесной муки и наполнителя — бикарбоната натрия.
Работы по водоизоляции на Вынгапуровском и Комсомольском месторождениях выполнялись закачиванием гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла с отвердителем лимонной кислотой с последующим продавливанием композиции в обводненную часть продуктивного пласта и закреплением с помощью цементного моста.
На скважинах Ямсовейского и Медвежьего месторождений для проведения водо-изоляционных работ в продуктивные пласты закачивают водоизоляционный состав на основе реагента «АКРОН» с последующим закреплением его цементным раствором. Высокую эффективность на этих месторождениях при проведении изоляционных работ будут иметь составы и композиции на основе силикатного реагента «МОНАСИЛ», применение которых имеет ряд преимуществ при проведении водоизоляционных работ в условиях отрицательных температур.
Технология изоляции подошвенных вод в газовых скважинах с АНПД включает установку водоизоляционного экрана на основе реагента «МОНАСИЛ» с закреплением его цементным мостом. Выполненные работы по данной технологии позволяют закупоривать основные водопроводящие каналы гелеобразующим составом на основе реагента «МОНАСИЛ», а крупные трещины заполняются цементным раствором. Основным недостатком данной технологии является снижение фильтрационной характеристики ПЗП.
Для укрепления ПЗП скважин предлагается использовать портландцемент с добавлением полипропиленовой фибры и суперпластификатора, что позволяет увеличить толщину цементного кольца за эксплуатационной колонной при наличии пластовой жидкости в скважине.
Успешное проведение водоизоляционных работ и крепления ПЗП может обеспечить создание заколонного фильтра из вулканизированной резины. Основной частью предлагаемой технологии является закачка и продавливание по НКТ в ПЗП водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) с измельченной сырой резиной и расчетным количеством алюминия. По затрубному пространству продавливают в ПЗП 20 %-ный раствор соляной кислоты, который взаимодействует с алюминием. В результате термохимической реакции между алюминием и соляной кислотой выделяется тепло, которое способствует вулканизации резины и сцеплению ее с поверхностью породы-коллектора, а выделяющийся при этом водород создает дополнительные каналы в общей массе резины, проницаемые для газа, что обеспечивает крепление ПЗП и снижает вынос песка [2].
Результаты лабораторных исследований, проведенных на слабосцементированных образцах керна, указывают на получение проницаемого фильтра, который обеспечивает устойчивость ПЗП и предотвращает вынос песка в ствол скважины (табл. 1).
Для проведения водоизоляционных работ разработан состав, который обеспечивает качественную изоляцию пластовых вод и закрепление ПЗП обводнившихся скважин,
40
Нефть и газ 1, 2015
призабойная зона которых представлена слабосцементированными коллекторами с высокой проницаемостью.
Таблица 1
Результаты экспериментов по определению проницаемости образцов, устойчивых к выносу песка
№ опыта Состав раствора Давление закачки кислоты, МПа Депрессия, МПа Проницаемость слабосцемен-тированных образцов, Ю10-3мкм2 Проницаемость образцов после опыта, К-10-3мкм2 Снижение проницаемости образцов, %
1 20 % HCl 0,02 5,0 216,6 213,1 1,6
2 20 % HCl 0,04 5,0 142,1 185,7 3,3
3 20 % HCl 0,10 5,0 122,7 120,0 2,2
Технология приготовления водоизоляционной композиции заключается в перемешивании в цементировочном агрегате смеси жидкого стекла (№28Ю3) и кремнефтори-стого натрия (Ча281Р6) в течение 15-20 мин. Затем в раствор добавляется гашеная известь (Са(ОН)2) и состав перемешивается. Состав в течение трех часов представляет собой подвижную систему, процесс отверждения длится 12 ч и через 24-36 ч он превращается в твердый материал.
Состав продавливают в ПЗП и в конце продавки промывают скважину. Скважину закрывают и выдерживают под давлением для прохождения реакции полимеризации компонентов раствора [3]. Расход водоизоляционной композиции составляет от 0,5 до 1,0 м3 на 1 м эффективной толщины пласта (табл. 2).
Данные технологии могут использоваться при проведении водоизоляционных работ на скважинах, где вскрыты сеноманские и турон-сенонские залежи.
Таблица 2
Изменение относительной проницаемости образцов керна до и после обработки составом на основе жидкого стекла
№ образца Состав раствора, масс. % Проницаемость по воде, Ю10-3мкм2 до обработки Проницаемость по воде, К-10-3мкм2 после обработки Коэффициент закупорки, доли ед.
1 Na2SiÜ3 Na2SiF6 Ca(OH)2 90,0 9,0 1,0 490,3 53,9 0,89
2 Na2SiÜ3 Na2SiF6 Ca(OH)2 89,0 9,0 2,0 513,7 46,2 0,90
3 Na2SiÜ3 Na2SiF6 Ca(OH)2 88,1 10,6 1,3 388,0 0 Полная закупорка
4 Na2SiÜ3 Na2SiF6 Ca(OH)2 86,5 12,0 1,5 560,1 0 Полная закупорка
№ 1, 2015
Нефть и газ
41
В процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин возникает необходимость в ограничении поступления подошвенной воды в эксплуатационные скважины. Основной причиной поступления воды в скважину является образование депресси-онной воронки, когда подошвенная вода прорывается в продуктивную часть пласта, вызывая обводнение скважины и образование газовых гидратов, что может привести к прекращению эксплуатации скважины. Для ограничения поступления подошвенной воды в продуктивную часть пласта устанавливаются технологические экраны.
Способ ограничения водопритока в эксплуатационную скважину предусматривает перфорирование колонны ниже газоводяного контакта (ГВК) на 5-10 м и проведение гидроразрыва пласта (ГРП), ограниченного размерами депрессионной воронки. После проведения ГРП водонасыщенная часть пласта эксплуатируется через НКТ, отделенная пакером от поступления воды в скважину, а при добыче газа достаточно снижать давление подошвенной воды путем ее отбора из водонасыщенной зоны.
Сущность предлагаемой технологии состоит в следующем. В заглушенной скважине проводят геолого-геофизические исследования с целью определения характера насыщения продуктивного пласта и определяют положение ГВК. В скважине проводится гидропескоструйная перфорация на 5-10 м ниже ГВК. Спускают в скважину НКТ с пакером устанавливаемого ниже интервала перфорации в газонасыщенном пласте, и проводят локальный ГРП ограниченных размеров по простиранию и толщине пласта. Для предотвращения отрицательных последствий от ГРП при выборе объектов в скважине приходится их отклонять, если они не имеют глинистого прослоя толщиной до трех метров внутри водонасыщенной части залежи. Образование трещины ГРП в ограниченном интервале возможно лишь в определенном расстоянии от скважины, что обеспечивает высокую вероятность начальной ориентации трещин. При проектировании локального ГРП расчетным путем определяют темп и объем закачки жидкости разрыва, обеспечивающей развитие трещины по длине, равной радиусу депрессионной воронки. Данное техническое решение позволяет создать в пределах ПЗП трещину ГРП высокой проводимости, в результате повышается проницаемость пласта и увеличивается приток пластовой воды в интервал ГРП, которая отбирается через НКТ, а в интервале перфорации, перекрытом пакером от поступления подошвенной воды, проводится отбор газа из газонасыщенного пласта.
Предлагаемый способ эксплуатации скважин оказывается очень эффективным при подтягивании конуса подошвенной воды в газовых и газоконденсатных скважинах, когда поступление воды приводит к образованию и препятствует эксплуатации скважин.
Рассматриваемые технологии по ограничению выноса песка и поступления подошвенной воды в газовые и газоконденсатные скважины позволяют увеличить время эксплуатации скважин без проведения капитального ремонта и объем добычи газа и конденсата.
Список литературы
1. Гейхман М. Г., Зозуля Г. П. и др. Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений. -М.: ИРЦ. Газпром. 2009. -208 с.
2. Патент Российская Федерация 2305765. Паникаровский В. В., Паникаровский Е. В. и др. Способ крепления призабойной зоны пласта. Опубликовано 10. 09. 2007. Бюл. № 25.
3. Патент Российская Федерация 2477789. Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В. и др. Способ ограничения водопритока в эксплуатационную скважину. Опубликовано 20. 03. 2013. Бюл. № 8.
Cведения об авторах
Паникаровский Валентин Васильевич, д. т. н.,
профессор кафедры «Геология месторождений нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)305700, e-mail: V-panikar@yandex. ru
Паникаровский Евгений Валентинович, к. т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, старший научный сотрудник ООО «Тюмен-НИИгипрогаз», г. Тюмень, тел. 8(3452)360601, e-mail: Panikarovskiy@tngg. ru
Information about the authors
Panikarovskiy V. V., PhD, professor of the chair «Geology of oil and gas fields», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)305700, e-mail: V-panikar@yandex. ru
Panikarovskiy E. V., Candidate of Technical Sciences, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, senior scientific worker of the company «TyumenNIIgiprogas. Ltd», phone: 8(3452)360601, e-mail: Panikarovskiy@tngg.ru
42
Нефть и газ M> 1, 2015
