Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта и обеспечения дальнейшей их эксплуатации. Способ включает закачку расчетного объема буферной жидкости, закачку расчетного количества водоизолирующего состава, продавку водоизолирующего состава в пласт с использованием углеводородного сырья, выдержку на период отверждения и набора прочности. При этом в качестве буферной жидкости используют ацетон, в качестве углеводородного сырья для продавки водоизолирующего состава используют природный углеводородный газ. Закачку и продавку водоизолирующего состава проводят в два этапа, на первом этапе в качестве водоизолирующего состава используют тампонажный материал АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция, армированный базальтовым волокном при следующем соотношении компонентов, мас.%: АКОР-БН 102 - 15-26, хлорид кальция CaCl2 - 12-25, базальтовое волокно - 0,5-3,0, вода - остальное. Смесь закачивают с выходом в водонасыщенный горизонт на 0,5-0,75 м. На втором этапе в качестве водоизолирующего состава используют АКОР-БН 102 в товарной форме и закачивают до полного заполнения пространства трещины гидроразрыва. В процессе эксплуатации после восстановления скважины осуществляют постоянный отбор остаточного притока пластовой воды на забой скважины газлифтом. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин после ГРП за счет снижения притока пластовых вод, увеличения дебита и предупреждения дальнейшего их обводнения и самозадавливания, а также увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин. 1 пр., 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) и обеспечения дальнейшей их эксплуатации.
Одной из причин обводнения продукции нефтяных и газовых скважин является вскрытие в отдельных случаях водонасыщенного пропластка или другого источника обводнения в процессе проведения ГРП в скважине, при котором открывается интенсивный приток воды в скважину. Это приводит в нефтяных скважинах к обводнению продукции на 90% и выше, а в газовых или газоконденсатных скважинах приводит либо к их самозадавливание, либо к экстремальному снижению дебита газа из-за значительного гидравлического сопротивления столба жидкости в стволе скважины.
Поэтому большинство нефтяных и газовых скважин, выбранных для проведения ГРП, считаются «опасными» по причине значительного увеличения обводненности продукции после проведения операции ГРП. Основным фактором, приводящим к данному ограничению области применения ГРП, является расположение уровня ГВК или водонасыщенных пропластков вблизи предполагаемого радиуса трещины разрыва, особенно в скважинах с глубиной интервала перфорации ниже 1000 м.
Известен способ гидравлического разрыва пласта с изоляцией водопритока в добывающих скважинах (см. патент РФ №2566345, МПК Е21В 43/267, опубл. 25.10.2015), который характеризуется тем, что в горизонтальный участок скважины производят спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с установкой пробки мостовой, разбуриваемой ниже необходимого интервала гидравлического разрыва пласта - ГРП, поднимают НКТ, производят спуск НКТ с пакером и устанавливают его выше интервала участка обработки скважины, проводят замещение жидкости глушения на линейный гель на углеводородной основе состава, об.%: дизельное топливо - 99,0-99,5, гелант HGG-77 - 0,3-0,5, активатор HGA-10 - 0,2-0,5, проводят прокачку сшитой «подушки» геля в продуктивный пласт с давлением, превышающим давление гидроразрыва горной породы, и контролем расхода жидкости для создания равномерного водоизолирующего экрана состава, об.%: HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5; дизельное топливо - 89, этилсиликат ЭТС-40 - 10, проводят мини гидравлический разрыв пласта, с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об.%: гелант HGG-77 - 0,8, активатор HGA-10 - 0,8, дизельное топливо - 93,4, кремнийоргананическая жидкость ГКЖ-11Н - 5, и в качестве проппанта - опоки, предварительно насыщенной кремнийорганической жидкостью ГКЖ-11Н, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 200 кг/м3, продавливают жидкость - проппантоноситель в пласт дизельным топливом, проводят основной гидравлический разрыв пласта с использованием жидкости - проппантоносителя состава, об.%: гелант HGG-77 - 0,5, активатор HGA-10 - 0,5, дизельное топливо - 89, ЭТС-40 - 10, и в качестве проппанта - опоки используют, предварительно насыщенной этилсиликатом ЭТС-40, при концентрации проппанта в указанной жидкости - проппантоносителе 1200 кг/ м3, с последующей про давкой в пласт дизельным топливом.
Недостатком данного способа является значительное снижение коэффициента продуктивности скважины за счет снижения проводимости пачки пропанта, пропитанного предварительно насыщенной кремнийорганической жидкостью и смешанного с кремнийорганическим тампонажным материалом в призабойной зоне пласта, при их закачке в интервале перфорации.
Известен способ ремонтно-изоляционных работ после гидравлического разрыва пласта (см. патент RU 2278243 С2, опубл. 20.06.2006) обеспечивающий повышение эффективности и качества ремонтно-изоляционных работ в скважинах после гидравлического разрыва продуктивного пласта, включающий временное отключение продуктивного пласта в интервале каналов низких фильтрационных сопротивлений путем установки цементного моста с задавливанием в продуктивный пласт цемента в объеме, определяемом по мощности продуктивного пласта, длине перфорационных отверстий в продуктивном пласте и ширине трещины гидравлического разрыва, ликвидацию водопритока из водоносного пласта, лежащего ниже продуктивного пласта, путем перфорации непроницаемого пропластка, отделяющего водоносный пласт от продуктивного, и закачки цементного раствора с расширяющей добавкой через перфорационные отверстия пропластка, разбуривание цементного моста, создание каналов низких фильтрационных сопротивлений между продуктивным пластом и скважиной повторной перфорацией продуктивного пласта.
Недостатком способа является предназначение его для изоляции главным образом заколонных перетоков из водоносного пласта, лежащего ниже продуктивного, по трещинам в цементном камне, образовавшихся после операции ГРП в обсаженных эксплуатационной колонной нефтяных или газовых скважинах.
Наиболее близким к предполагаемому изобретению является способ ограничения водопритоков в нефтяной скважине после проведения ГРП. (К вопросу ограничения водопритоков в нефтяной скважине после проведения ГРП / A.M. Строганов и др. // "Нефть.Газ.Новации.". - 2013. - №7 (174). - С. 23-25) включающий: закачку расчетного объема буферной жидкости (изопропиловый спирт, для селективного проникновения в пласт и создания буфера между водоизолирующим составом и водой); закачку расчетного объема водоизолирующего состава АКОР-БН 102 в товарной форме; продавку и перепродавку, тампонажного состава товарной нефтью за расчетное время при расчетных давлениях в начале и конце продавки, и последующую выдержку на период отверждения и набора прочности.
Недостатком данного способа является резкое снижение коэффициента продуктивности скважины и не существенное снижение обводненности продукции скважины, всего до 50%.
Задачей изобретения является создание способа восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта, обеспечивающего повышение эффективности эксплуатации скважин после ГРП за счет снижения притока пластовых вод, повышения дебита и предупреждения дальнейшего их обводнения и самозадавливания, а также увеличение межремонтного периода эксплуатации скважин.
Поставленная задача решается тем, что в способе восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку расчетного объема буферной жидкости, закачку расчетного количества водоизолирующего состава, продавку водоизолирующего состава в пласт с использованием углеводородного сырья; выдержку на период отверждения и набора прочности, в качестве буферной жидкости используют ацетон, в качестве углеводородного сырья для продавки водоизолирующего состава используют природный углеводородный газ, закачку и продавку водоизолирующего состава проводят в два этапа, на первом этапе в качестве водоизолирующего состава используют тампонажный материал АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция, армированный базальтовым волокном при следующем соотношении компонентов, мас.%: АКОР-БН 102 - 15-26; хлорид кальция CaCl2 - 12-25; базальтовое волокно - 0,5-3,0; вода - остальное. Смесь закачивают с выходом в водонасыщенный горизонт на 0,5-0,75 м. На втором этапе в качестве водоизолирующего состава используют АКОР-БН 102 в товарной форме и закачивают до полного заполнения пространства трещины гидроразрыва. В процессе эксплуатации после восстановления скважины осуществляют постоянный отбор остаточного притока пластовой воды на забой скважины газлифтом.
Закачка буферной жидкости, осуществляемая на начальном этапе, служит для предупреждения раннего взаимодействия водоизоляционного состава с пластовой водой. Использование в качестве буферной жидкости ацетона обусловлено его высокой растворимостью в воде и весьма низкой вязкостью, что обеспечивает снижение сопротивления фильтрации в пористых средах. Фильтруясь через поры проппантозаполненной трещины гироразрыва и капилляры пород пласта на границе плоскости ее крыльев, ацетон подготавливает фильтрацию через них относительно более вязкого водоизоляционного состава. Немаловажным является и тот факт, что ацетон улучшает структуру воды и тем самым повышает растворимость в ней органических реагентов.
Использование природного газа вместо нефти для продавливания водоизолирующих составов предотвращает загрязнение каналов фильтрации в призабойной зоне пласта нефтепродуктами.
При изоляции водопритоков большое значение имеют фильтрационные и водоизолирующие свойства состава. Водоизоляционный состав должен обладать высокой проникающей способностью в каналы проницаемости трещины гидроразрыва и пород пласта, низкой вязкостью в пластовых условиях до отверждения, легко проникать в водонасыщенные каналы продуктивного пласта, вытеснять из них воду, а через расчетное время превращаться в гель, имеющий необходимые структурно-механические свойства.
Для практической реализации работ по изоляции притока пластовой воды по трещине ГРП необходимо предусматривать создание водоизоляционной «подушки» между водонасыщенным и продуктивным пластами и недопустима изоляция всего объема закрепленной пропантом трещины пласта. Водоизоляционный состав после отверждения должен обладать высокими характеристиками структурной прочности по предельному напряжению сдвига.
Использование в качестве водоизолирующего состава кремнийорганического тампонажного материала АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция приводит к образованию более прочных и плотных структур материала после отверждения за счет минерализации и присутствия ионов кальция, которые выполняет роль сшивателя высокомолекулярных цепей кремнеорганического полимерного материала. Кроме того, раствор хлорида кальция с высокой плотностью значительно утяжеляет смесь, что способствует проникновению состава в трещины гидроразрыва в направлении нижележащего водоносного пропластка за счет гравитационных сил и обеспечивает более эффективному тампонированию каналов фильтрации пластовой воды. Этому способствует и проницаемость проппантозаполненного объема трещины гидроразрыва, которая в 1,5-2,5 раза выше, чем проницаемость пород пласта.
Использование АКОР-БН 102 в товарной форме на втором этапе предотвращает кольматацию трещин гидроразрыва и порового пространства продуктивного пласта в области фильтрации углеводородной продукции за счет исключения образования твердых фаз. В процессе закачки АКОР-БН 102 в товарной форме состав фильтруется преимущественно в водонасыщенную зону, где при взаимодействии с пластовой водой образуется достаточно прочный гель, снижающий проницаемость пор трещины или каналов фильтрации пород продуктивного пласта практически до нуля. В углеводородонасыщенной части пласта состав АКОР-БН 102 также образует гель, но непрочный, который легко выносится из пласта при создании депрессии.
Важным параметром для оценки эффективности гелевых систем для применения их с целью ограничения водопритока является структурная прочность. Армирование водоизолирующего состава базальтовыми волокнами в присутствии хлорида кальция обеспечивает получению более прочного материала для закупорки и изоляции трещин гидроразрыва, а также порового пространства пород на границе с водоносным горизонтом. Предельное напряжение сдвига армированных полимерных систем, приготовленных на минерализованной воде, выше, чем у неармированных полимерных растворов в 16,7-23,3 раз в зависимости от типа армирующего волокна.
При снижении содержания АКОР-БН 102 в смеси ниже 15 мас.% ухудшается качество получаемого материала после отверждения, в результате повышается приток пластовой воды в скважину. Увеличение его содержания более 26 мас.% приводит к снижению времени гелеобразования и отверждения и не обеспечивает качественное заполнение смесью трещин из-за раннего схватывания.
При снижении содержания хлорида кальция ниже 12 мас.% уменьшается плотность смеси и структурная прочность материала, образующегося из водоизоляционного состава, что приводит к снижению качества водоизоляционных работ. При увеличении содержания хлорида кальция выше 25 мас.% уменьшается время гелеобразования и отверждения смеси и не обеспечивается также качественное проведение водоизоляционных работ.
Содержание базальтового волокна в пределах 0,5-3,0 мас.% обеспечивает качественное армирование тампонажного материала. Введение базальтового волокна менее 0,5 мас.% практически не способствует увеличению сдвиговой прочности геля, образующегося из водоизоляционного состава. При введении базальтового волокна более 3 мас.% возрастает вязкость водоизоляционного состава и снижается эффективность заполнения составом трещин разрыва.
Закачка смеси с выходом в водонасыщенный пласт на глубину 0,5-0,75 м обеспечивает создание водоизоляционной «подушки» между водонасыщенным и продуктивным пластами и предотвращение притока пластовой воды на забой скважины. При снижении глубины менее 0,5 м не обеспечивает гарантированную изоляцию продуктивного пласта от водонасыщенного горизонта. Увеличение глубины более 0,75 м приводит к перерасходу материалов и практически не оказывает влияние на параметры водоизоляции.
Опыт селективной изоляции показывает, что остаточный приток пластовой воды составляет 0,5-5% от первоначального притока. Наиболее оптимальным способом удаления этого остаточного объема пластовой воды с забоя скважины является газлифтный с использованием в качестве рабочего агента газа добычи данной скважины. Для повышения эффективности удаления жидкости за счет формирования оптимальной структуры потока газожидкостной смеси в НКТ могут быть устанавлены диспергаторные устройства.
Сущность заявленного изобретения описывается следующим примером.
Для реализации предлагаемого способа проводят глушение скважины. Устье скважины оборудуют с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции. Скважину оборудуют внутрискважинным газлифтным оборудованием. В случае необходимости для повышения эффективности подъема пластовой воды за счет регулирования структуры газожидкостного потока в колонне НКТ могут быть установлены диспергаторные устройства.
Для оценки основных параметров трещины в пласте после ГРП проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований. При этом определяют приемистость каналов фильтрации в призабойной зоне и в объеме трещины разрыва. По результатам интерпретации кривой восстановления давления рассчитывают основные геометрические параметры трещины ГРП. Для расчета можно использовать формулы, приведенные в «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи» И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с. Собирают и анализируют информация о скважине и флюидах. Проводят контрольные лабораторные исследования водоизоляционной композиции с целью определения времени реакции АКОР БН 102 с раствором хлорида кальция при заданных соотношениях компонентов. Уточняют массовое соотношение компонентов, время начала полимеризации водоизоляционного состава и продолжительность технологического процесса закачки и продавки.
Ремонтно-изоляционные работы проводят через нижнюю часть перфорационного интервала скважины. Башмак НКТ устанавливают на 0,5-1,0 м ниже нижних отверстий интервала перфорации. Далее проводят обвязку НКТ с агрегатом ЦА-320 и системой подачи природного газа. Удаляют остатки жидкостей из ствола скважины прямой циркуляцией газа при открытой задвижке в межтрубном пространстве.
В мернике ЦА-320 приготавливают технологическую композицию водоизоляционных составов введением расчетных количеств компонентов: АКОР-БН 102, раствор хлорида кальция и базальтового волокна. Компоненты перемешивают. Затем с помощью агрегата ЦА-320 при закрытой задвижке в межтрубном пространстве последовательно закачивают, а с помощью природного углеводородного газа продавливают через НКТ расчетный объем буферной жидкости - ацетона, расчетный объем готовой композиции водоизоляционного состава, расчетный объем состава АКОР-БН 102 в товарной форме. Продавку жидкостей проводят с помощью природного углеводородного газа. Расчетный объем продавки композиционного водоизоляционного составов, содержащего АКОР-БН 102, хлорид кальция и базальтовое волокно должен обеспечить помимо заполнения нижней половины трещины гидроразрыва и выход состава в водонасыщенный горизонт на глубину 0,5-0,75 м. В процессе выполнения работы осуществляют контроль расхода буферной жидкости, водоизоляционных составов, продавочного газа, давления закачки и продавки.
Скважину оставляют в покое до полимеризации композиции (24-48 час) под остаточным давлением, равным конечному давлению продавки. После полимеризации проверяют наличие или отсутствие отвердевшего геля в стволе скважины. В дальнейшем скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.
Исследования водоизоляционных работ (ВИР) проводили при различных режимах и параметрах водоизоляционных составов. Результаты исследований приведены в таблице 1.
Как видно из таблицы после проведения водоизоляционных работ дебит газа увеличивается с 26-30 тыс.м3/сут до 64-78 тыс.м3/сут или в 2,4-2,6 раза, а приток пластовой воды снижается с 4,1-4,7 м3/сут до 0,5-1,0 м3/сут или в 4,6-9,4 раза. По сравнению с прототипом дебит газа увеличивается в 1,2-1,5 раза, а приток пластовой воды снижается в 2,1-4,2 раза.
Результаты исследований показывают, что при реализации предполагаемого способа происходит эффективная изоляция продуктивного пласта от водонасыщенного за счет качественной закупорки трещин гидроразрыва и порового пространства, что практически предотвращает приток пластовой воды на забой скважины.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважин после проведения ГРП при наличии водонащынных пропластков в радиусе трещин гидроразрыва за счет снижения притока пластовых вод, увеличения дебита и предупреждения дальнейшего их обводнения и самозадавливания. При этом увеличивается межремонтный период эксплуатации за счет постоянного извлечения остаточных объемов пластовой воды с забоя скважины и предотвращения накопления жидкости на забое скважины.
Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта, включающий закачку расчетного объема буферной жидкости, закачку расчетного количества водоизолирующего состава, продавку водоизолирующего состава в пласт с использованием углеводородного сырья; выдержку на период отверждения и набора прочности, отличающийся тем, в качестве буферной жидкости используют ацетон, в качестве углеводородного сырья для продавки водоизолирующего состава используют природный углеводородный газ, закачку и продавку водоизолирующего состава проводят в два этапа, на первом этапе в качестве водоизолирующего состава используют тампонажный материал АКОР-БН 102 в смеси с водным раствором хлорида кальция, армированный базальтовым волокном, мас.%:
| материал АКОР-БН 102 | 12-25 |
| хлорид кальция СаСl2 | 15-26 |
| базальтовое волокно | 0,5-3,0 |
| вода | остальное, |
смесь закачивают с выходом в водонасыщенный горизонт на 0,5-0,75 м, на втором этапе в качестве водоизолирующего состава используют АКОР-БН 102 в товарной форме и закачивают до полного заполнения пространства трещины гидроразрыва, в процессе эксплуатации после восстановления скважины осуществляют постоянный отбор остаточного притока пластовой воды на забой скважины газлифтом.
