CC BY
152
© С.Б. Бекетов, 2004
УДК 622.276 С. Б. Бекетов
РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ГАЗА ПЕНОКИСЛОТНЫМИ ОБРАБОТКАМИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА
сновная цель различных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) - увеличение производительности скважин. После того, как скважина пробурена и вскрыты продуктивные отложения, ее производительность (без изменения конструкции) можно увеличить лишь за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП, т.к. продуктивность скважин, как известно, зависит главным образом от проницаемости пород в ПЗП.
Практика эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений свидетельствует - естественная проницаемость пород в процессе эксплуатации скважин под влиянием различных причин (таких как кольматация ПЗП при проведении ремонтных работ, разбухание глинистых частиц при контакте с пластовой водой, выпадение в осадок солей из пластовой воды и т.д.) может со временем уменьшаться, что приводит к значительному снижению дебита скважин. Рассматривая эффективность работы подземных хранилищ газа (ПХГ), как одного из основных элементов газотранспортной системы страны, следует отметить, что она определяется, в частности полнотой использования фонда скважин (коэффициента эксплуатации), их производительностью в циклах отбора-закачки газа и соответствия продуктивности скважин потенциальной возможности вскрытого разреза. Эти факторы, прежде всего, зависят от состояния призабойной зоны пласта, на которую оказывают отрицательное влияние кроме вышеперечисленных причин еще и образование стойких масляных эмульсий в пласте при попадании туда компрессорного масла в процессе закачки газа.
Практически все применяемые на практике методы физико-химического воздействия на ПЗП направлены на уменьшение гидравлических сопротивлений в этой зоне, улучшения связи скважины с продуктивным пластом; увеличения фазовой проницаемости в ПЗП. Многообразие ус-
ловий формирования и строения залежей нефти и газа, технических особенностей проводки, крепления и эксплуатации скважин обуславливают применение многочисленных композиционных составов на кислотной основе, технологических способов проведения этого вида воздействия [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7].
Кислотная обработка (КО) применяется, преимущественно для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих и нагнетательных скважинах после бурения, а также во время эксплуатации и ремонтных работ. Для обработки карбонатных пород, в основном, применяются солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов эффективным является применение композиции СКР и глинокислотных растворов (ГКР).
Продукты реакции могут вызывать снижение проницаемости пород после КО и ГКО в случае выпадения в поровом пространстве в виде солей, твердых нерастворимых осадков или образования эмульсий и гелей. Поэтому технология воздействия на пласт должна предусматривать меры по предотвращению выпадения осадков и закупориванию порового пространства, а также выносу продуктов реакции из пласта при вызове притока флюидов.
Характер изменения проницаемости пород при обработке их кислотными растворами зависит от химического и минералогического составов пород, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции в пласте.
Как известно, на выбор рациональных режимов обработки и выбор технологии работ влияют:
- скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции;
- отношения поверхности породы, контактирующей с кислотой к объему кислотного раствора и гидродинамических условий прохождения
реакции (описываются параметром Рейнольдса Яе).
За одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается начальная концентрация кислоты (например от 10 до 5 %). Увеличение температуры пласта на 10 оС обуславливает возрастание скорости реакции приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой - ускоряется. Как показали результаты исследований различных авторов, значительное влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм - 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдается резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм - 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм - 5 см при других равных условиях [1].
Одним из способов повышения эффективности воздействия на пласт являются пенокислотные обработки (ПКО). Такие обработки позволяют производить углубленную обработку пласта кислотой и расширить профиль проницаемости во время нагнетания кислотного раствора в пласт по сравнению с обычной КО. Повышенная эффективность ПКО обусловлена еще и тем, что поверхностно-активное вещество (ПАВ), присутствующее в ПКЭ и пузырьки пены являются дис-пергаторами, предотвращающими уплотнение в призабойной зоне продуктов реакции. При вызове притока из пласта продукты реакции выносятся в скважину из ПЗП. Этому способствует также эффект флотации - прилипание частиц продуктов реакции к пузырькам газа. В результате возрастает эффективность воздействия на пласт, происходит приобщение к работе не работавших ранее продуктивных пропластков, увеличивается дебит работающих мощностей, расширяется радиус охвата кислотой пласта. При вызове притока флюидов присутствие газовой фазы содействует выносу продуктов реакции из пласта, а следовательно лучшему очищению призабойной зоны. Для ПКО в зависимости от конкретных горногеологических условий месторождения или ПХГ, необходимо применение различных по составу
пенокислотных эмульсий. В качестве газовой фазы для образования пенокислоты возможно применение природных или инертного газа.
Таким образом, применение ПКО для обработки продуктивных пластов является одним из перспективных направлений интенсификации притока газа на газовых и газоконденсатных месторождениях, а также ПХГ.
Важным является дифференцированный подход к ПКО применительно к конкретным горногеологическим условиям отдельных месторождений и ПХГ, что требует обязательных лабораторно-стендовых исследований, а также математического моделирования процесса воздействия на пласт.
Примером решения задачи повышения производительности газовых скважин путем пенокислотных обработок ПЗП являются выполненные под руководством автора работы на Чирен-ском ПХГ (Болгария), а также на одном из ПХГ системы ОАО «Газпром».
Чиренское ПХГ создано на базе истощенного газоконденсатного месторождения в 1972 г. В разрезе ПХГ продуктивными являются отложения триасового возраста - песчаники нижнего триаса, карбонатные отложения среднего и верхнего триаса; а также нижнемеловые отложения -песчаники нижнего и известняки среднего лейаса. Продуктивные отложения гидродинамически связаны между собой. Основным продуктивным объектом являются отложения среднего лейаса. Пористость отложений варьируется в пределах 1,2-12 %, по результатам газодинамических исследований определена средняя проницаемость коллекторов 0,05-0,25 мкм2. Пластовая температура в циклах работы ПХГ изменяется в пределах 40-80 0С.
Дебит скважин, работающих по 60, 73, 89 мм НКТ находится в пределах 100-240 тыс. м3/сут при депрессии 0,24-0,92 МПа. Коэффициент аномальности пластового давления в циклах закачки-отбора газа изменяется в пределах 0,420,52. Вскрытая мощность продуктивных отложений в скважинах изменяется в пределах 42-165 м [8].
ПХГ системы ОАО «Газпром» создано на базе разработанного газового месторождения. Промышленная эксплуатация ПХГ осуществляется с 1985 г. Коллекторами ПХГ служат отложения юрского и мелового возраста, залегающие на кристаллическом фундаменте. Основным объектом хранения газа ПХГ являются гранулярные песчано-ракушняковые коллекторы мелового возраста; подчиненную роль, с точки зрения га-
зоносности, имеют глинистые алевролиты и песчаники юрского возраста, а также трещиноватокавернозные гранитные породы фундамента и его коры выветривания.
Пласт - коллектор мелового возраста обладает наилучшими коллекторскими свойствами: открытая пористость песчаников и органогеннообломочных известняков достигает 28-32 %, а проницаемость порядка 1,5 мкм2.
Кора выветривания фундамента представляет собой выветренный каолинизированный гранит. Пористость пород коры выветривания в среднем принята 10 %, проницаемость - первые десятки долей мкм2.
Отложения фундамента представлены гранитом, преимущественно крупнозернистым. Пористость и проницаемость пород резко снижается с глубиной. Породы практически непроницаемы, пористость, в среднем, принята равной 5 %. Температура пласта колеблется в циклах закачки-отбора в пределах 25-60 0С.
Дебит скважин, работающих по 73, 89 мм НКТ находится в пределах 150-500 тыс. м3/сут при депрессии до 30 МПа. Коэффициент аномальности пластового давления в циклах закачки-отбора газа изменяется в пределах 0,55-0,6. Вскрытая мощность продуктивных отложений в скважинах изменяется в пределах 20-85 м.
Как уже было отмечено ранее, исходя из особенностей горно-геологических условий ПХГ для интенсификации притока газа была выбрана пенокислотная обработка, обеспечивающая углубленное проникновение реагентов в призабойную зону и расширенный профиль проницаемости по сравнению с обычной кислотной обработкой. Повышенная эффективность воздействия пенокис-лоты на карбонатный коллектор обуславливается, в частности тем, что при образовании пены молекулы ПАВ неполярной частью адсорбируются на поверхности пузырьков воздуха (газа), а полярные части обращены в сторону жидкости. При образовании кислотной пены раствор кислоты находится в межпузырьковом пространстве и удерживается там вследствие гидратации молекул [6, 9].
Для проведения лабораторных исследований была собрана установка (рисунок), включающая кернодержатель 3, теплообменник 2, насос 1 и емкость 4 (установленную на магнитной мешал-
Схема установки моделирующей взаимодействие пенокислотной эмульсии с породой:
1 - насос; 2 - теплообменник; 3 - кернодержатель; 4 - емкость с эмульсией
ке). Такая схема позволяет проводить стендовые испытания в динамических условиях при различных температурах - пенокислота постоянно прокачивается с заданной скоростью через породу в течение заданного времени. Опыты проводились как с кернами, отобранными непосредственно из продуктивных отложений, так и с искусственно приготовленными кернами (проницаемость которых соответствовала естественной для изучаемых отложений) из слабо- или непроницаемых образцов.
Из буферной емкости пенокислотная эмульсия, постоянно перемешиваемая магнитной мешалкой для предотвращения расслоения, подавалась насосом в теплообменник, откуда нагретая до заданной температуры эмульсия поступала в кернодержатель. Далее, пройдя через навеску известняка, эмульсия возвращалась в буферную емкость. Во время опытов из буферной емкости регулярно отбирались пробы пенокислотной эмульсии и методом титрования определялось остаточное содержание НСІ в эмульсии (титрование производили 0,1 N раствором гидроокиси калия в присутствии индикатора метилового оранжевого). По результатам титрования построены графики изменения содержания НСІ в пенокислоте во времени для различных условий - процентного содержания компонентов эмульсии, исходной концентрации кислоты, ПАВ и температуры.
Исходя из условия дешевизны и доступности реагентов для условий ПХГ, нами проводились работы по определению оптимального состава пенокислотной эмульсии с максимальным использованием применяющихся при добыче и хранении газа отечественных реагентов. В результате проведенных опытов (более сотни) был определен оптимальный компонентный состав эмульсии:
- соляная кислота;
- дизтопливо (газоконденсат);
- ПАВ;
- трилон-Б.
Введение с состав ПКЭ трилона-Б было
обусловлено тем, что при проведении ПКО происходит целая серия побочных реакций, приводящих к образованию соединений железа: растворяется ржавчина на внутренней поверхности НКТ (а также попавшая в ПЗП при закачке газа) по реакции:
Ее3О4 + 8НСІ -------Е:СІ2 + 2ЕСІ3 + 4Н2 О
Кроме того, несмотря на применение ингибирующих коррозию компонентов, происходит частичное растворение металла НКТ и эксплуатационной колонны при контакте с кислотой:
Ее + 2НСІ -------(РеСІ2 + Н2
Как было установлено опытным путем [10], при обработке образца терригенного коллектора с содержанием 0,3 % железа 10 % раствором НС1 проницаемость снижается на 40-70 % от первоначальной.
При нейтрализации соляной кислоты карбонатами по реакции:
СаСО3 + 2НСІ —0ЬСІ2 + Н2О + СО2 снижается кислотность среды, при этом хлориды железа переходят гидроксилы; рН осаждения Ее(ОН)2 ~ 6, Ее(ОН)3 ~ 2 - 3. Чтобы образующаяся гидроокись трехвалентного железа не выпала в осадок в поровом пространстве и тем самым не ухудшила проницаемость ПЗП, в состав для стабилизации катионов Ее3+ добавлена двунатриевая соль этилендиаминтетраук-сусной кислоты - трилон-Б. Эта добавка переводит Ее3+ в прочное комплексное соединение, хорошо растворимое в воде. Реакция пенокислотной эмульсии с органогенными известняками является гетерогенной реакцией, которая имеет зависимость близкую к экспоненциальной и описывается уравнением регрессии (полученным по результатам лабораторно-стендовых исследова-
ний при различных температурах). При нахождении эмпирических зависимостей считаем, что концентрация НС1 0,2 % близка к нулю и существенного значения на показания не оказывает. Для температуры 40 0С получено уравнение:
Кис, = 6,977 е0’1377 Т
где Кна - концентрация кислоты, %;Т - время, мин.
Коэффициент корреляции зависимости Я = 0,99.
Для температуры 25 0С реакция описывается формулой:
Кна = 5,7466 е-0,0239 Т
Коэффициент корреляции Я = 0,75.
Как видно, уравнения достаточно точно позволяют описать протекающие реакции при ПКО. С использованием разработанных составов ПКЭ были проведены пенокислотные обработки в восьми скважинах Чиренского ПХГ (табл. 1).
Эффективность выполненных скважино-операций составляет 100 %. Прирост производительности скважин в результате проведенных работ по интенсификации составил 1167,2 тыс. м3/сут при среднем значении AQсрeдH =
40,3 тыс. м3/сут (или от 12 до 233 % при среднем значении 80 %). На ПХГ в нашей стране работы выполнены в десяти скважинах (табл. 2). Эффективность выполненных скважино-операций составляет 100 %. Прирост производительности скважин в результате проведенных ПКО составил 5-360 тыс. м/сут при среднем значении AQсрeдH = =99,3 тыс. м3/сут (или от 2 до 157 % при среднем значении 50 %). Очевидно, такие результаты выполненных работ на ПХГ находящихся в различных регионах можно объяснить различной закольматированностью ПЗП, а также литологией вскрытых отложений. В среднем, как видно из приведенных данных эффективность
Таблица 1
Среднестатистические результаты эффективности работ по интенсификации притока газа на Чиренском ПХГ
Всего обработано скважин Вид обработок Количество обработок Успешность, % ДОсредн
тыс м3/сут %
1 2 3 4 5 5
8 пенокислотные 8 100 +40,3 80
Таблица 2
Среднестатистические результаты эффективности работ по интенсификации притока газа на ПХГ ОАО «Газпром»
Всего обработано Вид обработок Количество Успешность, ДОсредн
скважин обработок % тыс м3/сут %
1 2 3 4 5 5
10 пенокислотные 10 100 +99,3 50
проведенных работ достаточно высокая. Высокая успешность выполненных работ объясняется двумя основными составляющими:
- оптимально подобранным составам ПКЭ применительно к условиям ПХГ;
- разработанной эффективной технологией ведения работ по интенсификации притока газа.
Останавливаясь более подробно на каждой из составляющих, следует отметить, что при подборе состава ПКЭ применительно к каждому ПХГ были учтены не только такие факторы, как минералогический состав продуктивных отложений и вероятность образования вторичных осадков, но изучена также совместимость закачиваемых эмульсий с пластовыми флюидами.
Следует особо отметить, что кроме введения в состав ПКЭ реагента трилон-Б с целью удержания железа во взвешенном состоянии, в соответствии с разработанной нами технологией также предусматривалось проведение обработок в динамическом режиме, а время выдержки ПКЭ в пласте корректировалось в зависимости от пластовой температуры. Таким образом, подводя итог выполненным работам, можно сделать следующие выводы:
- пенокислота имеет значительно больший объем, чем исходная пенокислотная эмульсия
1. Освоение скважин. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. - М.: Недра. 1999. - С. 472.
2. Середа Н.Г., Сахаров В А, Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. - М.: Недра. 1986. - С. 325.
3. ЮрчукА.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра. 1974. - С. 320.
4. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважины. - М.: 1975. - С. 264.
5. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. - М.: Недра. 1994. - С. 233.
6. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов - М.: Недра. 1980. - С. 380.
(ПКЭ) в связи с низкой плотностью и высокой кратностью, что увеличивает охват значительно большей части пласта;
- скорость взаимодействия ПКО с породой ниже чем у кислоты, что делает возможным закачивать активную кислоту в глубь пласта на большие расстояния, воздействуя тем самым на глубинные зоны пласта;
- присутствие газовой фазы способствует лучшему удалению из ПЗП продуктов реакции при вызове притока флюидов, а ПАВ улучшают вынос мелких частиц из скважины;
- эффективность выполненных скважино-операций по интенсификации притока газа на Чиренском ПХГ составляет 100 %, прирост производительности скважин в среднем ДQсредн =
40,3 тыс. м3/сут (или 80 %).
- эффективность выполненных скважино-операций по интенсификации притока газа на ПХГ в системе ОАО «Газпром» составляет 100 %, прирост производительности скважин в среднем ДQсрeДH = 99,3 тыс. м3/сут (или 50 %).
В настоящее время работы по интенсификации притока газа на рассмотренных ПХГ продолжаются, что в целом повышает стабильность работы этих хранилищ газа.
---------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
7. Логинов Б.Г. Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам - М.: Недра. 1966. - С. 218.
8. Иванов Р., Долгов С., Бекетов С. Проверка на ек-сплоатационния сондажен фонд на подземното газохранилище “Чирен” София. Минно дело и геология. 1994. № 6. С. 33-37.
9. Муравьев ВМ. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра. 1973. - С. 384.
10. Поп Г.С., Кучеровский ВМ., Гереш П.А. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов газоконденсатных месторождений ИРЦ «Газпром». Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М. 1995. - С. 101.
— Коротко об авторах ----------------------------------------
Бекетов Сергей Борисович - кандидат технических наук, главный геолог ООО "Кавказтрансгаз".
