Краткий обзор методов ограничения газопритоков в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

РГУ нефти и газа им. Губкина, г. Москва, Россия МПТИ(ф)СВФУ им. М.К. Аммосова, г. Мирный, Россия

• Е-    mail авторов: ELlaputina@gmail.com

Специфика и основные сложности разработки нефтегазоконденсатных месторождений определяются условиями совместного залегания в пласте нефти, газа и воды, отсутствием надежных глинистых разделов на уровне газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК). Геологическая особенность таких залежей обуславливает такое наиболее типичные осложнения как прорыв газа из газовой шапки в скважины, эксплуатирующие нефтяной пласт, либо внедрение нефти в гзо-насыщенную часть пласта, что приводит к нежелательному увеличению газового фактора и потери нефти в виде мертвого остатка в пласте [1, 3, 5, 6].

Данная проблема наиболее остро проявляется на нефтегазовых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» таких как Лянторское, Федоровское. Условия залегания углеводородов неблагоприятны для эффективной выработки запасов нефти в виду отсутствия надежных глинистых разделов на уровне газонефтяного контакта на значительной части площади месторождения. Перечисленные выше геологические особенности, сопровождающие разработку нефтегазовых месторождений, ставят задачу ограничения прорыва верхнего газа в скважины, эксплуатирующие нефтяную залежь [2, 4, 7].

В настоящее время известны малочисленные литературные источники, касающиеся проблемы изоляции газопритоков в нефтяных скважинах, эксплуатирующие нефтегазовые залежи. В основном это авторские свидетельства и патенты, в которых предлагается то или иное решение задачи, но не содержится данных о промысловых испытаниях методов. Все это существенно затрудняет сравнительное проведение анализа и систематизацию известных методов изоляции газопритоков. Методы изоляции газопритоков в нефтедобывающие скважины можно разбить на три группы:

• 1.    Изоляция газопритоков в нефтяных скважинах, вскрывших газонефтяную залежь в контактной зоне. Связано это, с тем, что прорыв газа к забою в таких скважинах является практически неизбежным осложнением, существенно затрудняющим эксплуатацию нефтедобывающих скважин.

• 2.    Ликвидация заколонных перетоков газа в скважинах, где нефтяная и газовая зоны разделены непроницаемой перемычкой. Проблема ликвидации заколонных перетоков флюидов в целом имеет разнообразные технические решения, а ликвидация заколонных перетоков газа является лишь частным случаем этой проблемы, то по этой причине в специальной литературе ей уделяется меньшее внимание.

• 3.    Методы предупреждения газопроявлений, применяемых на стадии строительства скважин и связанных, в основном, с предупреждением заколонных перетоков газа.

Анализируя методы изоляции газопритоков, можно классифицировать их по типу используемого изолирующего материала. Искусственный экран предлагается создавать путем получения кристаллогидратов в газовом пласте. С этой целью в пласт закачивают воду в количестве не менее двух объемов экрана или на глубину изоляции пласта [20, 21, 22] после чего, создавая депрессию на пласт, добиваются гидратообразования в газовом пласте. При всей привлекательности метода, определяемой простотой технологии и дешевизной изолирующего материала, данный метод не нашел практического применения, поскольку продолжительность эффекта очень мала и не превышает 1-2 месяцев, а в большинстве случаев прорыв газа наблюдается уже при освоении скважины после закачки воды. Для создания изолирующего экрана в газовой части пласта можно закачивать водный раствор хлоридов щелочных и щелочноземельных металлов. После этого в газонасыщенной зоне давление снижают до давления испарения водяной фазы, при котором соли выпадают в осадок и образуют изолирующий экран. Перед изоляцией газонасыщенной зоны от нефтенасыщенной осуществляют предварительный прогрев призабойной зоны нагнетательных скважин закачкой в них пара.

В других случаях [8-10], в газовую часть нефтегазового пласта рекомендуют закачивать нефть, водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ), либо углеводородного конденсата и водного раствора ПАВ. Причем в последнем случае закачку углеводородного конденсата и водного раствора ПАВ в газовую часть производят периодически через спецотверстия, распределенные по логарифмическому закону с увеличением плотности перфорации при приближении к зоне ГНК.

В ряде патентов [11-13] изолирующий экран в газовой части пласта предлагается создавать с помощью пенообразующих агентов. В работе [14] закачку раствора пенообразующего агента в воде или в углеводородной жидкости и газа рекомендуется повторять несколько раз. Экспериментами обосновано, что глубина проникновения пены в пласт должна составлять 7,5-30 м от забоя скважины. Объем раствора пенообразующего агента, закачиваемого в пласт, должен достигать 1/3–1/4 объема пор, заполняемого пеной. Рекомендуется объем закачиваемого газа принимать в три раза больше объема раствора пенообразующего агента при пластовых давлении и температуре.

Преграду на пути прорыва газа можно создать с помощью закачки через спецотверстия в газовую часть залежи раствора пенообразующего агента, минеральную воду и газ (воздух). В последнюю очередь в скважину закачивают цементный раствор. Предполагается, что при освоении скважины пенообразующий агент, смешиваясь с воздухом или газом, закаченным в пласт, образует пену, создающую преграду [15, 16, 19].

Для блокирования путей поступления газа в скважину в верхнюю часть продуктивного пласта, где находится газ, закачивается жидкость, содержащую нефтерастворимое соединение кремния, которое образует устойчивую пену при контакте с пластовым газом. Барьер из пены закупоривает поры пласта и предотвращает поступление газа в скважину. В качестве кремний содержащего соединения применяется бензолрастворимый кремний органический сополимер, концентрация которого в нефти составляет от 0,5 до 3,0 объемных %. После закачки раствора сополимера в пласт нагнетается газ, а в нижнюю часть пласта закачивается нефть, но не содержащая смолистых веществ. Кремний, содержащий сополимер не образует в нефтяном пласте устойчивых эмульсий и легко вымывается из пласта при освоении скважины [17, 18, 20, 23].

Следующая группа методов, блокирование путей прорыва газа в скважины, предусматривает применение разнообразных изолирующих материалов селективного и неселективного действия [19]. Селективные методы изоляции газопритоков описаны и в других работах. Данные методы, в основном, предусматривают применение асфальтосмолистых веществ, а в качестве растворителей АСВ используют пластовую нефть, ароматические углеводороды, четыреххлористый углерод. Концентрация

АСВ может составлять приблизительно 23%. В другом случае в пласт закачивают 10 % раствор АСВ с вязкостью 100 сПз и пентан при соотношении от 1:1 до 1:5. В раствор вводятся малтены (нефтепродукты, входящие в состав битумов), являющиеся пен-тизаторами асфальтенов. При этом при смешении растворов АСВ с пентаном происходит выпадение асфальтенов. В качестве дисперсионной среды может быть использована смесь нефтяных фракций: 10%-ных фракции с температурой кипения 200 0 С и 90% с температурой кипения 380 0 С. Раствор асфальтенов имеет вязкость приблизительно 100 сПз. Вслед за раствором асфальтенов в пласт предлагается закачивать ацетон, в количестве 20% от объёма раствора АСВ. Для предупреждения образования газового конуса на уровне ГНК закачиваются сжиженные углеводородные газы на глубину до 6 метров, а затем на такую же глубину - пластовая нефть, загущенная добавкой от 0,01 до 0,5% нефтерастворимых веществ (полутвердый полиэтилен). Закачка может осуществляться с помощью пакера. В случае необходимости верхняя часть пласта перфорируется дополнительно. После обработки скважина вступает в эксплуатацию с одновременной закачкой вязкой нефти в верхнею часть пласта для предупреждения образования конуса.

Для предотвращения конусообразования газа при эксплуатации нефтегазовой залежи, а также для предотвращения неуправляемой миграции нефти в газовую шапку предлагается способ разделения этих флюидов в пласте. Способ основан на создании изолирующего экрана из отложений серы на границе нефть - газ. Отложения серы образуются в результате между серным ангидридом и сероводородом в присутствии воды. Способ предпочтительнее применять в залежах, где в составе нефтяного газа содержится сероводород. Для предотвращения прорыва газа вокруг ствола скважины несколько ниже ГНК рекомендуется устанавливать непроницаемый экран. Для этого в обсадной колонне на уровне установки экрана прорезается кольцевой вырез, пласт вскрывается и проводится гидроразрыв пласта, с помощью которого создают горизонтальную трещину. В трещину с жидкостью носителем вводится измельченный пластический материал - синтетический каучук (акриловый, неопреновый, полиэфирный) или синтетические пластмассы (поливинилхлорид, поливинилацетат, ацетат целлюлозы, полиолефины) в количестве, для образования в трещине монослоя. Размер частиц пластического материала 0,2-0,8 мм, а его содержание в жидкости носителе составляет от 0,25 до 1,2 кг/л. Затем давление снимается, трещина смыкается, а полимер под действием горного давления и пластовой температуры деформируется и образует непрерывный непроницаемый экран. Обсадная колонна после этого перфорируется ниже экрана и скважина осваивается. Аналогичным образом изолирующий экран на уровне ГНК устанавливают после получения горизонтальной трещины в пласте с помощью гидроразрыва. Крепление трещины предлагается производить специальными композициями.

Еще один способ предотвращения прорыва газа вокруг ствола скважины заключается в том что, на границе раздела фаз создают радиальную трещину, в которую затем закачивают пар вместе с расплавленным твердым составом, не растворимым в воде, но растворимым в нефти (нафталин, дефинил, антрацен). Указанный состав в пласте вследствие охлаждения (по отношению к температуре закачиваемого пара) переходит в твердую фазу и закупоривает поровые каналы, по которым осуществляется гидродинамическая связь разрабатываемого пласта с газовым пластом. Перед закачкой изолирующего материала в нефтегазонасыщенный пласт последний рекомендуется охладить до температуры выпадения тяжелых фракции нефти. В охлажденный пласт затем последовательно закачивают деэмульгатор и эмульгатор в объеме не более 0,5 м3 на 1 м толщины пласта и в последнюю очередь закачивают изолирующий материал. Все закачиваемые компоненты: деэмульгатор, эмульгатор и изолирующий состав также предварительно охлаждают до температуры охлажденного пласта. В качестве эмульгатора рекомендуется использовать водный 13% раствор анионных поверхностно-активных веществ: эмультан, сульфанол НП-1, НП-3, сульфонат. В качестве деэмульгатора используют водные 0,05-0,25% растворы неионогенных ПАВ: дисоль-ван 4411, ОП-10, превоцел. В данном способе предварительное охлаждение пласта, приводящее к выпадению тяжелых фракции нефти, и введение эмульгатора, способствующее образованию водонефтяной эмульсии в призабойной зоне пласта, должно снизить проницаемость нефтенасыщенной зоны пласта и тем самым обеспечить поступление изолирующего материала в газонасыщенную зону пласта. При вызове притока из пласта по окончанию изоляции газовых пропластков предполагается, что проницаемость нефтенасыщенной зоны восстанавливается за счет нагрева пласта до пластовой температуры и разрушения нефтяной эмульсии под действием деэмульгатора.

Методику изоляции заколонных перетоков газа при наличии естественных непроницаемых перемычек между газовыми и нефтяными пластами применяли в процессе опытно-промышленной эксплуатации скважин, вскрывших нефтегазовую залежь (пласт АС4-8) на Федоровском месторождении. Обнаружены значительные газопроявления, препятствующие дальнейшей эксплуатации скважин. Для случаев прорыва газа по заколонному про- странству предложена технология изоляционных работ, включающих установку в скважине взрывного пакера ВП-135, вскрытие перфорацией газонасыщенной части пласта и закачку изолирующего материала в спецотверстия под давлением. В качестве изолирующего материала в пласт закачивают фенолформальдегидную смолу СФЖ-305 М, отверждаемую контактом Петрова. Для получения технологического «стоп» и «докрепления» изолирующего материала в пласт осуществляли закачку цементного раствора. После проведения РИР по описанной схеме в скважине получен приток воды с нефтью, притока газа не отмечено. В скважине до проведения газоизоляционных работ был получен приток газа без жидкости уже при освоении ее из бурения. После проведения РИР эта скважина введена в эксплуатацию механизированным способом с дебитом нефти 10-15 т/сут.

В промысловой практике значительный интерес представляют способы предупреждения газопроявлений, реализуемые уже на стадии строительства скважин. В литературе описаны лишь частичные случаи технического решения этой очень актуальной задачи. Например, в одном из методов описано, что для повышения цементирования скважины, вначале осуществляют подачу цементного раствора в объеме заколонного пространства выше кровли газоносного пласта. Затем закачивают насыщенный раствор хлора в воде и помещают его против газоносного пласта, после чего закачивают остальной объем цементного раствора [22, 23].

Таким образом, промысловая практика в настоящее время располагает эффективными техническим решениями, обеспечивающими изоляцию прорыва газа в скважины, эксплуатирующих нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи. Особый интерес могли бы представить методы, основанные на создании в пласте на уровне раздела протяженного радиального изолирующего экрана. Однако, такие методы очень трудоемки и дорогостоящие, т.к. требуют предварительного выполнения в скважине комплекса сложных работ, включающих: создания спецотверстий, спуск пакетирующих устройств, проведение массированного гидроразрыва пласта для получения горизонтальной трещины в заданном интервале пласта.