СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СЛАБОЦЕМЕНТИРОВАННОГО ТЕРРИГЕННОГО ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обработке призабойной зоны пласта, в частности слабосцементированных терригенных отложений в условиях аномально низкого пластового давления.

В процессе капитального ремонта скважин (КРС) технологические жидкости, используемые при ремонте, проникают в поры и капилляры призабойной зоны пласта (ПЗП), снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости ПЗП возможно и в процессе эксплуатации скважины. Восстановление проницаемости, а также дополнительный приток газа в скважины, а следовательно и дополнительный дебит обеспечивают методы увеличения проницаемости ПЗП. Проницаемость ПЗП увеличивается за счет применения химических, механических, тепловых методов и их комбинации.

Анализ проведенных работ по интенсификации скважин, проводимых на месторождениях Западной Сибири, показывает, что самым результативным является механический метод, а именно гидравлический разрыв пласта. Однако на завершающей стадии разработки месторождений в условиях низких пластовых давлений при большой степени обводненности скважин этот метод неприменим. В этих условиях основным методом интенсификации остается химический метод, а именно кислотные обработки и обработки пласта поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Основной целью обработки терригенных коллекторов кислотой является растворение загрязняющих породу материалов. Кислотные растворы под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым газ может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяются в основном водные растворы соляной и плавиковой кислот. Основным недостатком применения водных растворов соляной и плавиковой кислот является его воздействие на загрязняющий агент в ПЗП и на скелет породы с последующим его разрушением при определенном перепаде давления. Особенно остро эта проблема стоит при интенсификации слабосцементированных пород, таких как сеноманская газовая залежь, где продуктивный пласт представлен слабосцементированным рыхлым песчаником.

Коллекторы газовых скважин на месторождениях Западной Сибири относятся к терригенным отложениям с различной степенью сцементированности и различной степенью проницаемости. Например, сеноманскикие газовые залежи относятся к слабосцементированным терригенным коллекторам, которые по мере снижения пластового давления нуждаются в интенсификации притока углеводородов.

Однако при соляно-кислотных обработках сеноманских залежей высока вероятность разрушения коллектора, слагающего эти залежи, в которых помимо карбонатных включений имеются окислы металлов, а также химические вещества, входящие в буровой и цементный растворы. Основная причина связана с большой агрессивностью этой кислоты. Нужна менее агрессивная кислота, реагирующая с окислами металлов и не взаимодействующая с горными породами самого пласта, не разрушая скелет коллектора, например лимонная кислота, относящаяся к классу органических кислот, таких как муравьиная или уксусная, которые в отдельности для кислотных обработок ранее не применялись, а использовались как дополнение к более сильным кислотам - соляной и плавиковой - для разглинизации интервала перфорации.

Известны способы обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающие закачивание различных кислотных составов в призабойную зону пласта [патенты РФ №2242604, №2247833, №2278967].

Недостатком всех этих способов является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта.

Известен способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в призабойную зону пласта [патент РФ №2269648].

Недостатком этого способа является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта и при аномально низком пластовом давлении.

Известен способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в призабойную зону пласта [патент РФ №2198290].

Недостатком этого способа является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта и при аномально низком пластовом давлении.

Наиболее близким техническим решением является способ обработки призабойной зоны слабосцементированного терригенного пласта, включающий закачивание в скважину кислотного состава, содержащего лимонную кислоту и неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 [Дмитрук В.В., Сингуров А.А., Кононов А.В. Новый состав для интенсификации «сеноманских» скважин и результаты опытно-промышленных испытаний // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. - 2011. №5.-http:://www.ogbus.ru].

Недостатком способа является недостаточная эффективность обработки призабойной зоны пласта, несмотря на то, что лимонная кислота при взаимодействии с загрязняющими элементами пород коллекторов, представленными в том числе с железонесущими осадками, образует прочные хелатные комплексы, которые хорошо растворяются в воде и легко удаляются из пласта, что может привести к частичному разрушению скелета пласта. Необходимо для сохранения скелета пород-коллекторов провести закрепление железосодержащих соединений, находящихся в структуре коллектора.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности обработки призабойной зоны (ОПЗ) слабосцементированного терригенного пласта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД).

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при обработке призабойной зоны слабосцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД) в незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают гибкую трубу (ГТ) во внутреннюю полость лифтовой колонны (ЛК) газовой скважины до забоя и проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной поверхностно-активным веществом (ПАВ) и гидрофобизирующей добавкой и загущенной двухпроцентным раствором карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), осуществляют последующий подъем ГТ до нижних отверстий интервала перфорации, закачивают через ГТ в интервал перфорации при медленном подъеме ГТ до верхних отверстий интервала перфорации со скоростью 0,2 м/с кислотный состав в объеме 0,2-0,5 м³ эффективной перфорированной толщины, содержащий, мас.%: лимонная кислота 10-20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1-2; триллон-Б 0,2-0,5; вода - остальное, продавливают кислотный состав в пласт посредством буферной жидкости или инертного газа, поднимают ГТ и оставляют скважину на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями.

На чертеже представлена схема реализации заявляемого способа.

Способ осуществляется следующим образом.

В незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают гибкую трубу (ГТ) 1 во внутреннюю полость лифтовой колонны (ЛК) 2 газовой скважины до забоя 3. Осуществляют очистку забоя от жидкости и механических примесей закачиваемой через ГТ 1 технической водой, обработанной поверхностно-активным веществом (ПАВ) и гидрофобизирующей добавкой и загущенной двухпроцентным раствором карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ). После удаления жидкости и механических примесей с забоя 3 приподнимают ГТ 1 до нижних отверстий интервала перфорации 4. Закачивают через ГТ 1 в интервал перфорации 4 при медленном подъеме ГТ 1 до верхних отверстий интервала перфорации 4 со скоростью 2 м/с кислотный состав 5.

Кислотный состав 5 содержит, мас.%: лимонная кислота 10-20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1-2; трилон-Б 0,2-0,5; вода - остальное.

Закачивают кислотный состав 5 в объеме 0,2-0,50 м³ эффективной перфорированной толщины пласта 6. Объем закачивания кислотного состава 5 определяется из расчета глубины кольматированной зоны. Продавливают кислотный состав 5 в пласт 6 посредством буферной жидкости 7 по радиусу. В качестве буферной жидкости 7 используют газовый конденсат или инертный газ, например азот. Поднимают ГТ 1 и оставляют скважину на период реакции кислотного состава 5 с кольматирующими соединениям, без разрушения скелета горной породой, слагающей продуктивный пласт 6.

Трилон Б или динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (комплексон-III, трилон Б, хелатон III, ЭДТА - C10H1408N2Na2∗2H2O) представляет собой белый кристаллический порошок или кристаллы белого цвета, хорошорастворимые в воде и щелочах, очень малорастворимые в спирте. Растворимость в воде при температуре 20°С составляет 100 г/л, при температуре 80°C - 230 г/л. Образует очень устойчивые комплексные соединения с большинством катионов. Молекулярная масса: 336,21. Вступает в реакцию с сильными окислителями. При хранении не допускать контакта с алюминием, цинком, никелем, медью и медными сплавами.

Трилон Б с ионами многих металлов образует устойчивые комплексы строго стехиометрического состава. С ионами трехвалентного железа образует высокоустойчивый комплекс, тем самым предотвращая их осаждение из отработанных кислотных.

При концентрации лимонной кислоты менее 10 мас.% происходит снижение эффективности обработки, так как активного вещества не достаточно для разрушения кольматанта и поэтому придется повторять процесс обработки неоднократно, что может негативно отразиться на продуктивном коллекторе и привести к разрушению пласта и образованию песчаной пробки при освоении скважины. При концентрации более 20 мас.% лимонная кислота, разрушив кольматирующее вещество в пласте полностью, не успевает отреагировать, что экономически не целесообразно и приводит к лишним затратам материально-технических ресурсов.

При концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества ОП-10 менее 1 мас.% происходит замедление снижения поверхностного и межфазного натяжений при обработке скважин, тем самым ухудшается контакт между кислотой и породой, что приводит к снижению эффективности обработки, а при более 2 мас.% происходит ухудшение удаления из призабойной зоны отработанного кислотного раствора и продуктов реакции, включая твердые взвеси, так как повышенная концентрация ухудшает процесс пенообразования.

При содержании Трилон Б менее 0,2 мас.% происходит недостаточное взаимодействие с ионами трехвалентного железа, что может привести к его выпаданию в осадок и кольматированию пласта, а при более 0,5 мас.% происходит то, что активное вещество не успевает отреагировать, а значит экономически не целесообразно и приводит к лишним затратам материально-технических ресурсов.

Примеры реализации способа

Пример 1. В незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают ГТ диаметром 48 мм во внутреннюю полость ЛК диаметром 168 мм до забоя глубиной 1000 м. Осуществляют очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной ПАВ, например сульфанол, и гидрофобизирующей добавкой, например первоцел, и загущенной двухпроцентным раствором КМЦ. Проводят подъем ГТ до нижних отверстий интервала перфорации на глубине 900 м с закачиванием через ГТ в интервал перфорации при медленном подъеме ГТ до верхних отверстий интервала перфорации, находящихся на глубине 600 м, со скоростью 0,2 м/с кислотного состава, содержащего, мас.%: лимонная кислоту 10; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1, трилон Б - 0,2; вода - остальное, в объеме 0,5 м³ эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством буферной жидкости, например газовым конденсатом, последующий подъем ГТ и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями.

Пример 2. В незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают ГТ диаметром 42 мм во внутреннюю полость ЛК диаметром 114 мм до забоя глубиной 1200 м. Осуществляют очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной ПАВ, например ОП-7, и гидрофобизирующей добавкой, например ГИПХОЗ, и загущенной двухпроцентным раствором КМЦ. Проводят подъем ГТ до нижних отверстий интервала перфорации на глубине 1000 м с закачиванием через ГТ в интервал перфорации при медленном подъеме ГТ до верхних отверстий интервала перфорации, находящихся на глубине 800 м, со скоростью 0,2 м/с кислотного состава, содержащего, мас.%: лимонная кислота 15; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1,5, трилон Б 0,3; вода - остальное, в объеме 0,3 м³ эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством буферной жидкости, например газовым конденсатом, последующий подъем ГТ и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями.

Пример 3. В незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают ГТ диаметром 33 мм во внутреннюю полость ЛК диаметром 89 мм до забоя глубиной 1400 м. Осуществляют очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной ПАВ, например катапин-А, и гидрофобизирующей добавкой, например, ИВВ-1, и загущенной двухпроцентным раствором КМЦ. Проводят подъем ГТ до нижних отверстий интервала перфорации на глубине 1200 м с закачиванием через ГТ в интервал перфорации при медленном подъеме ГТ до верхних отверстий интервала перфорации, находящихся на глубине 1200 м, со скоростью 0,2 м/с кислотного состава, содержащего, мас.%: лимонная кислота 20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 2,0, трилон Б 0,5; воду - остальное, в объеме 0,2 м³ эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством инертного газа, например азотом, последующий подъем ГТ и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями.

Использование в качестве буферной или продавочной жидкости газового конденсата способствует лучшей осушке коллектора от пластовой жидкости, тем самым способствует снижению возможности разрушения пласта и образованию песчаной пробки.

Помимо этого заявляемый состав не воздействует негативно и агрессивно на оборудование скважины и колтюбинговой установки, что позволяет проводить обработки неоднократно без опасности разрушение ГТ и фонтанной арматуры.

Использование в качестве буферной или продавочной жидкости инертного газа способствует более лучшей, чем газовый конденсат, осушке коллектора от пластовой жидкости, а последующая подача инертного газа в трубное и затрубное пространство в течение 3 ч позволяет отслеживать параметры закачки состава. Падение давления в процессе закачивания состава свидетельствует о декальматации пласта, то есть о его очистке.

Заявляемый способ обеспечивает повышение производительности скважин и не способствует дальнейшему разрушению скелета пород-коллекторов, препятствует образованию песчано-глинистых пробок.