Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны террогенных пластов газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД), в частности, с помощью гибкой трубы (ГТ) колтюбинговой установки.

Газоконденсатные месторождения Западной Сибири относятся к многопластовым месторождениям, которые сложены терригенными отложениями, имеющими различную проницаемость. При кислотной обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ) таких месторождений кислота преимущественно попадает в наиболее дренированные и высокопроницаемые интервалы. Вследствие этого остальные более низкопроницаемые пласты остаются не обработанными. Отсечение этих пластов друг от друга позволит кислоте избирательно проникать в обрабатываемые низкопроницаемые интервалы, то есть будет наблюдаться поинтервальная ОПЗ именно тех пластов, которые нуждаются в обработке.

В настоящее время на месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии разработки, имеющих АНПД и достаточно большую степень обводненности залежи, ОПЗ проводят в заглушенных газовых скважинах через промывочные трубы. После глушения газовой скважины обработка затруднена и не всегда может оказаться эффективной по причине дополнительной кольматации пласта фильтратами жидкости глушения. Поэтому ОПЗ в этих условиях предпочтительнее осуществлять без глушения газовой скважины путем закачивания кислотного состава через ГТ колтюбинговой установки.

Наиболее оптимальным способом отсечения пластов друг от друга в процессе ОПЗ являются пакерующие устройства. Однако он имеет существенный недостаток, пакерующее устройство должно иметь диаметр, достаточный для прохода его через внутреннюю полость лифтовой колонны, а пройдя через лифтовую колонну, должно загерметизировать эксплуатационную колонну, имеющую больший внутренний диаметр, перекрыв ее проходное сечение, поэтому спускаемые в скважину пакерующие устройства должны иметь уплотнительные элементы, способные надежно загерметизировать такой большой кольцевой зазор, между эксплуатационной колонной и ГТ, во много раз превышающий кольцевой зазор между лифтовой колонной и ГТ.

Пласты, слагающие многопластовые месторождения, имеют различную проницаемость, поэтому ОПЗ этих пластов необходимо осуществлять кислотными составами, подобранными для обработки конкретного пласта, например соляную кислоту, плавиковую кислоту, глинокислоту и другие кислотные растворы.

Известен способ поинтервальной обработки газовых скважин, включающий закачивание и продавливание в пласт кислоты [Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - М.: Недра, 1989, №10, стр.7-12].

Недостатком данного способа является большая трудоемкость работ по отсечению продуктивных пластов друг от друга.

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины, включающий отсечение продуктивных пластов друг от друга пакерующими устройствами и закачивание в обрабатываемый пласт кислотного состава через ГТ [Патент РФ №2459948].

Недостатком данного способа является большая трудоемкость по отсечению продуктивных пластов друг от друга.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности перекрытия продуктивных обрабатываемых терригенных пластов при поинтервальной кислотной обработке каждого из них.

Техническим результатом заявляемого изобретения является снижение стоимости ремонтных работ.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при поинтервальной обработке призабойной зоны пластов газовой скважины, снабженной лифтовой колонной, испольхзуют способ при котором до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта намывают песчаную пробку, например, из проппанта большого размера, оставляют намытую песчаную пробку на период удаления из нее влаги, после чего в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают с помощью инертного газа, например азота, кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки, образованной из проппанта большого размера, доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону среднего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне среднего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из среднего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности среднего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону нижнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из нижнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности нижнего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до забоя скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки и отрабатывают газовую скважину на факел.

На фиг.1 приведена схема для реализации данного способа на многопластовом месторождении, имеющем три пласта, при обработке верхнего пласта после намыва песчаной пробки и отсечении нижнего и среднего продуктивных пластов, на фиг.2 - то же, при обработке среднего пласта, на фиг.3 - то же, при обработке нижнего пласта.

Способ реализуется в газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной 1 и лифтовой колонной 2, спущенной до кровли обрабатываемого верхнего пласта 3.

Первоначально в стволе газовой скважины через лифтовую колонну 2 до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта 3 намывают песчаную пробку 4 из проппанта большого размера, например 6-10 меш, что соответствует частичкам диаметром около 2 мм, оставляют намытую песчаную пробку на период удаления из нее влаги на 2-4 ч.

Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки 4 спускают гибкую трубу 5, через которую в верхний обрабатываемый пласт 3 закачивают кислотный состав 6, например соляную кислоту, плавиковую кислоту, глинокислоту, в зависимости от продуктивности верхнего обрабатываемого пласта 3, продавливают кислотный состав 6 в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта 3 на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа 7, например азота. Оставляют кислотный состав 6 на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта 3. Вызывают приток газа из обрабатываемого верхнего обрабатываемого пласта 3, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой 5 и лифтовой колонной 2 до полного восстановления продуктивности обрабатываемого верхнего пласта 3.

Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта 8, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки 4, образованную крупноразмерным проппантом. После чего доспускают гибкую трубу 5 до головы частично промытой песчаной пробки 4, закачивают через гибкую трубу 5 кислотный состав 6. Продавливают его в призабойную зону среднего обрабатываемого пласта 8 на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа 7, оставляют кислотный состав 6 на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне среднего обрабатываемого пласта 8. Вызывают приток газа из среднего обрабатываемого пласта 8, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой 5 и лифтовой колонной 2 до полного восстановления продуктивности среднего обрабатываемого пласта 8.

Промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта 9, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки 4. Затем доспускают гибкую трубу 5 до головы оставшейся части песчаной пробки 4, закачивают через гибкую трубу 5 кислотный состав 6, продавливают его призабойную зону нижнего обрабатываемого пласта 9 на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа 7. Оставляют кислотный состав 6 на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего обрабатываемого пласта 9. Вызывают приток газа из нижнего обрабатываемого пласта 9, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой 5 и лифтовой колонной 2 до полного восстановления продуктивности нижнего обрабатываемого пласта 9.

Промывают ствол газовой скважины до забоя 10, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки 4, и отрабатывают скважину на факел.

Перед обработкой определяют продуктивность пластов 3, 8, 9 и подбирают в зависимости от проницаемости пластов 3, 8, 9 химические реагенты для обработки каждого пласта.

В качестве кислотного раствора 6 для терригенного коллектора проницаемостью от 40·10^-3 мкм² до 300·10^-3 мкм² используется 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м на 1 м обрабатываемого интервала.

Для низкопроницаемого коллектора проницаемостью от 40·10^-3 мкм² до 30·10^-3 мкм² в призабойную зону закачивают раствор 3-5%-ной плавиковой кислоты в объеме 1,5-2,0 м³ на 1 м обрабатываемого интервала.

Для заглинизированного коллектора проницаемостью меньше 30·10^-3 мкм² в призабойную зону закачивают раствор глинокислоты, состоящей из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот, в объеме 1,5-2,0 м³ на 1 м обрабатываемого интервала.

Применение для намыва песчаной пробки проппанта больших размеров обеспечивает блокирование перфорационных отверстий интервала перфорации, предотвращая дальнейшее загрязнение ПЗП частицами твердой фазы. Кроме того, большой размер частиц облегчает их вынос на поверхность в процессе промывки песчаной пробки за счет парусности самой частицы.

Пример 1.

В газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 219 мм и лифтовой колонной диаметром 168 мм, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта, находящегося на глубине 2400 м намывают песчаную пробку из проппанта фракции 6 меш с диаметром частички 2 мм. Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу диаметром 42 мм, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м³ на 1 м обрабатываемого интервала. Продавливают кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину 150 мм закольматированной зоны с помощью азота. Оставляют кислотный состав на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта. Вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки. После чего доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и проводят обработку среднего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. Затем промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Далее доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и проводят обработку нижнего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. После этого промывают ствол газовой скважины до забоя скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовуюскважину на факел.

Пример 2.

В газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и лифтовой колонной диаметром 114 мм, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта, находящегося на глубине 2600 м намывают песчаную пробку из проппанта фракции 8 меш с диаметром частички 1,8 мм. Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу диаметром 38 мм, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают плавиковую кислоту, продавливают кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину 100 мм закольматированной зоны с помощью азота. Оставляют кислотный состав на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта. Вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки. После чего доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и проводят обработку среднего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. Затем промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Далее доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и проводят обработку нижнего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. После этого промывают ствол газовой скважины до забоя газовой скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовую скважину на факел.

Пример 3.

В газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и лифтовой колонной диаметром 73 мм, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта, находящегося на глубине 3000 м намывают песчаную пробку из проппанта фракции 10 меш с диаметром частички 1,6 мм. Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу диаметром 33 мм, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают глинокислоту, продавливают кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину 120 мм закольматированной зоны с помощью азота. Оставляют кислотный состав на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта. Вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки. После чего доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и проводят обработку среднего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. Затем промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Далее доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и проводят обработку нижнего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. После этого промывают ствол газовой скважины до забоя газовой скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовую скважину на факел.

Предлагаемый способ обеспечивает эффективную ОПЗ пластов газовой скважины при их поинтервальной обработке.