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

Способ обработки глубоко и неравномерно загрязненной призабойной зоны высокопроницаемого терригенного пласта газовой скважины в условиях АНПД с целью очистки ее от кольматирующих образований.


Основные элементы технологии: проведение технологического процесса без глу-шения скважины; установка реагентной ванны для разрушения коагуляционных контактов между полимер – глинистыми частицами кольматанта и образования фильтрационных каналов, обеспечивающих проникновение глинокислотного раствора внутрь загрязненной зоны; проведение глинокислотной обработки ПЗП; использование в качестве продавочного агента газа от любого источника; удаление отработанного кислотного раствора без выдержки в пласте.
Схема обвязки устья скважины при проведении кислотной обработки и необходимое оборудование представлены на рисунке. Используемые реагенты: соляная и плавиковая кислоты, ингибитор коррозии и стабилизатор ионов железа, твердые пенообразователи.

 

 

1 – цементировочный агрегат ЦА-320 М; 2 – азотно-компрессорная установка или другой источник газа; 3 – манометры; 4 – емкость для кислоты; 5 – скважина; 6 – нагнетательные линии; 7 – лубрикатор; 8 – фонтанная арматура; 9 – факельная линия; 10-задвижки.

 

Рисунок – Схема обвязки устья скважины при проведении кислотной обработки

Разработчики – ОАО «СевКавНИПИгаз» и ООО «Кавказтрансгаз».

Технология опробована на 12 низкодебитных скважина Северо–Ставропольского ПХГ, расположенных в зонах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами продуктивных пластов. Значения коэффициентов продуктивности и фильтрационных сопротивлений до и после кислотных обработок скважин ССПХГ представлены на рисунках

1 и 2. Скважина 655 повысила производительность в 2,5 раза и вышла на проектный уровень, скважины 434, 659, 866, 771, 575, 578, 785 в среднем в два раза; скважина 705 – на 30 %; скважина 784 – на 20 %; скважина 701 – на 15 %, производительность скважины 867 не изменилась. Последние две скважины расположены в зоне с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и их производительность до обработки была уже фактически максимально возможной.

Помимо ПХГ технология обработки низкопроницаемых пластов была проверена на Тахта-Кугультинском газовом месторождении на скважине № 409 и № 118. Обе скважины  простаивали, промывки пробок и дополнительная перфорация оказались безрезультатными. были введены в эксплуатацию после проведения кислотных обработок по указанной технологии с дебитами, характерными для данного месторождения.

Скважина № 409 пробурена в 1972 году до глубины 730 м. Введена в эксплуатацию в 1973 г. после проведения ГРП. В 2002 году после размыва песчаной пробки газа не получено. При давлении в 9,0 МПа пласт не принимал. Повторная перфорация эффекта не дала. Скважина до проведения кислотной обработки находилась в ожидании ликвидации.

Исходные данные по скважине № 409.

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, глубина спуска – 724,02 м.

НКТ диаметром 73 мм, глубина спуска – 698,08 м.

Интервал перфорации – 695-704 м (гидропескоструйная перфорация по 4 отв./п.м.; всего 36 отверстий).

Искусственный забой – 714,57м.

Текущий забой – 703,8 м.

Пластовое давление 2,49 МПа .

Ртр/Рзатр.= 0,9/1,0 МПа.

Перед обработкой произвели осушку ПЗП скважины и проверку ее на приемистость нагнетанием газа. Давление на компрессоре стабилизировалось на 6,7 МПа.

10-11.06.2004 года была произведена кислотная обработка  призабойной зоны пласта по вышеописанной технологии.

Удаление отработанного кислотного раствора в пласте с использованием стержней твердых ПАВ, двухфазной пены и инертного газа, закачиваемых при помощи компрессорной установки СД-9/101, цементировочного агрегата ЦА-320 и колтюбинговой установки АРТ-1.

После проведения кислотной обработки в процессе поэтапного удаления отработанных кислотных растворов было вынесено на поверхность большое количество глинистых и песчаных частиц. В последующие после обработки дни также производился ввод в скважину стержней твердых пенообразователей для облегчения удаления отработанных кислотных растворов и пластовой жидкости. Наблюдался постепенный рост устьевых давлений. После удаления жидкой фазы из ПЗП скважина заработала и введена в эксплуатацию с дебитом 1,5 тыс. м3/сут.

Скважина № 118 пробурена в 1968 году до глубины 700 м. В 1970 году произведен ГРП, промывка, освоение. Работала до 1992 года. Накопленная добыча составляет                  18 млн. м3 газа. В 1994 году после ревизии НКТ при отработке газа не получено. Интенсификация притока газа методом акустического воздействия эффекта не дала. С 1994 года скважина в бездействующем фонде. В 2002 году произведен размыв песчаной пробки со станка АРТ-1 до искусственного забоя – признаков газа не получено. Результаты геофизических исследований, выполненных 27.05.2004 г. ПФ «Ставропольгазгеофизика», свидетельствуют о газонасыщенности интервала 654-660 м, а также о том, что пласт задавлен жидкостью. Повторная перфорация эффекта не дала.

Исходные данные по скважине № 118.

Эксплуатационная колонна диаметром 114 мм, глубина спуска – 697,83 м.

НКТ диаметром 60 мм, глубина спуска – 657,98 м.

Первичный интервал перфорации – 653-661 м (гидропескоструйная перфорация по 4 отв./п.м.; всего 32 отверстия).

Искусственный забой – 672,97м.

Текущий забой – 671м.

Пластовое давление 2,45 МПа.

Ртр/затр.= 0/0,15 МПа.

07-08.07.2004 года была произведена кислотная обработка призабойной зоны пласта. Перед обработкой произвели осушку ПЗП скважины и проверку компрессором на приемистость нагнетанием в нее инертного газа. Давление на компрессоре стабилизировалось на 7,4 МПа. Глинокислотная обработка проводилась в той же последовательности, как и на скважине № 409.

В последующие после обработки дни также производился ввод в скважину стержней твердых пенообразователей для облегчения удаления отработанных кислотных растворов и пластовой жидкости. Наблюдался постепенный рост устьевых давлений. После удаления жидкой фазы из ПЗП скважина заработала с дебитом 0,6 тыс. м3/сут. Наблюдается тенденция роста дебита. Средний дебит по месторождению на конец 1999 года составлял около 0,6 тыс. м3/сут. Таким образом, обе скважины введены в эксплуатацию с дебитами не ниже среднего по месторождению, с положительной динамикой роста.

Применение предлагаемого способа кислотной обработки ПЗП позволяет восстановить проницаемость загрязненных  участков пласа при малых объемах используемых реагентов, предотвратить дезинтеграцию частиц материала породы и усиление миграционных процессов в пласте, снизить рабочие депрессии на пласт, снизить или полностью исключить накопление жидкости и твердых частиц материала пласта в стволе и обвязке скважины.

Эффект от использования технологии проявляется в получении дополнительной прибыли за счет дополнительной добычи газа и газоконденсата, сокращения продолжительности ремонтно-восстановительных работ,  уменьшения их стоимости, исключения дорогостоящих мероприятий по повышению производительности скважин (ГРП и повторной перфорации) и удалению глинисто-песчаных пробок.

 

 

 

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