главная / банк технологий / методы интенсификации добычи н... / разное

Применение технологий интенсификации притока на месторождениях ООО «Кубаньгазпром»


Э.В. АНОСОВ, к.т.н., начальник службы по интенсификации и ремонту скважин, В.А. ГРИЩЕНКО, ведущий инженер, ООО «Кубаньгазпром»
С.В. ЕВСТИФЕЕВ, генеральный директор, ООО «ИННОЙЛ»

В процессе разработки месторождения ряд скважин работает гораздо ниже своих потенциальных возможностей. Это обусловлено рядом причин, но одной из основных является взаимодействие глинистых минералов и воды.
Естественная проницаемость пласта сохраняется лишь до его вскрытия в процессе бурения и зависит от физико-химического и гранулометрического состава минералов и пластового флюида. Но в процессе вскрытия пласта в него поступает фильтрат промывочной жидкости. Количество и глубина его проникновения, при прочих равных условиях, определяется перепадом давления (репрессия) на пласт. Величина репрессии, по промысловым данным, может достигать 15...20 МПа. При этом, фильтрат бурового раствора, проникая в пласт, вызывает набухание глинистых частиц, а также удерживается в пористой среде капиллярными силами и вытесняться из поровых каналов может лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение пластового флюида к забою скважины. При столь высоких репрессиях глубина зоны проникновения фильтрата может достигать 10 и более метров.
Это явление называется гидратацией. Возможны два основных механизма адсорбции воды на глинистых частицах: адсорбция мономоле-кулярных слоев воды на плоские поверхности кристаллических решеток частиц и осмотическое набухание, происходящее вследствие высокой концентрации ионов, удерживаемых электростатическими силами вблизи поверхности глинистых частиц.
В тех случаях, когда глинистые отложения под действием вышележа-щих слоев осадочных пород уплотняются, адсорбированная глинистыми минералами вода выжимается вместе с поровой водой. Количество остающейся воды зависит от глубины погружения, типа и объемной доли глинистых минералов, присутствия обменных катионов и некоторых других факторов. При вскрытии пластов, содержащих глинистые отложения, обезвоженная глина начинает адсорбировать воду, увеличиваясь в объеме. Это явление может вызвать не только закупорку каналов, но и дестабилизировать ствол скважины, что проявляется в виде пластичного течения породы, состоящей преимущественно из натриевого монтморил-лонита.
Несколько иной механизм действия, но вызывающий аналогичные явления, может происходить при осмотическом набухании глин. Сущность его заключается в следующем. Вследствие поверхностной диссоциации глинистых частиц, а также растворения солей, находящихся в породе, между поровой водой, а также водой, взаимодействующей с глиной, возникают градиенты концентраций, которые вводят в процесс гидратации осмотические силы. Осмотическое набухание происходит в результате того, что концентрация катионов между слоями глин больше их концентра-ции в основной массе водного раствора. Поэтому вода втягивается в межслоевое пространство, в результате чего расстояние между слоями увеличивается и появляется возможность образования диффузионных частей двойных электрических слоев.
Помимо фильтрата, твердая фаза также проникает в пласт, что приводит к его закупорке. Экспериментально установлено, что при проницаемости 0,38...0,6 мкм2 происходит наибольшая закупорка пор прискважинной зоны пласта и сильно затрудняет вымывание фильтрата и глинистых частиц из пласта в скважину при обратном потоке.
Исходя из вышеизложенного, можно выделить три варианта химиче-ского воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения ее проницаемости.
Растворение глинистых частиц. Для этого используют различные варианты кислотных и глинокислотных обработок, направленных на растворение глинистых частиц, однако данные составы воздействуют не только на саму глинистую частицу, но и на силикатные цементы.
• Изменение обменного комплекса. Данные технологии предназначе-ны для предотвращения пептизации глинистых частиц, находящихся в пласте. Для этого используют водные растворы электролитов, содержа-щих ионы К+, NН4+, которые предотвращают набухание глин. Концентрация электролитов в таком растворе должна превышать концентрацию содержащихся в пластовой воде. Наиболее оптимально использовать подобные составы для промывки скважин.
• Разрушение глинистых частиц (разглинизация). Технология разгли-низации направлена на разрушение глинистых частиц. В этой технологии используется водный раствор аммонийсодержащего вещества, кислота и катализатор. Механизм реакции заключался в воздействии на кристалли-ческую решетку глинистой частицы, при этом в ней происходит ослабле-ние структурных связей, что приводит к разрушению глинистых частиц, после чего последние неспособны к пептизации и уплотнению и легко выносятся из порового пространства.
• Работы по интенсификации притока в скважинах ООО «Кубаньгаз-пром» начали проводиться с февраля 2006 г. Использовалась технология по разглинизации призабойной зоны пласта с применением разглинизи-рующего реагента РР.
Перед началом работ на натуральном керновом материале были проведены исследования различных кислотных составов, включая соляную кислоту и глинокислоту, для определения их эффективности.
На основании экспериментов были сделаны следующие выводы:
• Из предложенных составов на основе неорганических кислот и щелочей лучше всего себя показали составы на основе соляной кислоты и глинокислоты. Они традиционно применяются в нефтяной и газовой промышленности под название глинокислота. Достаточно высокие показатели при применении данных составов можно объяснить тем, что они не разрушают структуру глинистой частицы, а растворяют глинистые и силикатные образования, создавая каналы, но время проведения обработки не должно превышать 4-х часов во избежание гелирования продуктов реакции. Данные составы можно использовать для обработки околоствольной зоны пласта, увеличивая ее проницаемость с последую-щим проведением глубокопроникающих обработок с применение органических кислот.
• Применение щелочных реагентов в заглинизированных коллекторах не допустимо по причине сильной гидратации глин за счет увеличения межплоскостного расстояния в глинистых частицах.
• Применение водных растворов сульфидного щелока и бисульфата натрия результатов не дали.
• Наиболее эффективно показал себя состав на основе разглинизи-рующего реагента РР в заглинизированных пластах с развитой системой трещин (рис. 1), когда в искусственно созданной трещиноватой модели после прокачки состава на основе малеинового ангидрида проницаемость выросла в 8,64 раза. В промысловых условиях подобные трещины можно создавать путем достижения периодического максимально допустимого давления с последующим его резким сбросом (гидросвабирование).

• При моделировании условий кольматации призабойной зоны пласта буровым раствором состав на основе разглинизирующего реагента РР также показал свою высокую эффективность, проницаемость образца после его кольматации буровым раствором с последующее прокачкой водного раствора состава на основе малеинового ангидрида выросла в 5,84 раза (рис. 2). Проведение данного эксперимента позволяет предположить, что при освоении скважин, вышедших из бурения, применение данной технологии будет достаточно эффективно.

После экспериментов на керновом материале были проведены промысловые работы на скважинах Кошехабельского, Марковского и Кружиловского месторождений
На Кошехабельском месторождении проведена закачка 10%-ного раствора разглинизирующего реагента РР в объеме 15 м3 с выдержкой на реагирование в течение 48 часов. В результате проведенных работ дебит газа увеличился с 4,2 тыс. м3/сут до 12 тыс. м3/сут. На Марковском месторождении проведена обработка на 3 скважинах, закачано по 7 м3 7%-ного раствора разглинизирующего реагента РР с выдержкой на реагиро-вание 24 часа. Среднее увеличение дебита составило от 2 до 7 раз. На Кружиловском месторождении проведена обработка на 4 скважинах, закачано по 4 м3 5%-ного раствора разглинизирующего реагента РР с выдержкой на реагирование 24 часа. Среднее увеличение дебита составило от 1,5 до 2,5 раз. Дополнительная добыча по обработанным скважинам — 4,19 млн м3 газа на сумму 5,95 млн рублей. В качестве эксперимента для сравнения эффективности технологий, на одной скважине, была проведена солянокислотная обработка, которая результата не дала.
Выводы
1. Технология разглинизации с применением разглинизирующего реагента РР показала высокую эффективность при минимальных затратах, т. к. при ее реализации, в большинстве случаев не требовалось привлечения бригады КРС или ПРС.
2. При реализации данной технологии не требуется использования жидких кислот, что позволяет отказаться от использования емкостей для хранения кислот и кислотных агрегатов.
3. Возможность перевозить в пределах месторождения разглинизи-рующий реагент РР обычным транспортом и обеспечивать его хранение на любых крытых площадках.

Литература
1. Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей), пер. с англ. // М., Недра. 1985. 509 с.

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015