Удаление жидкости с забоя газовых скважин на стадии добычи низконапорного газа

Автор: Гуськов Д.Н.

Журнал: Форум молодых ученых @forum-nauka

Статья в выпуске: 12-2 (28), 2018 года.

Бесплатный доступ

В статье рассматривается вопрос о применении поверхностно - активных веществ для удаления жидкости с забоя. Определены причины обводнения скважин. Предложен вариант сочетания компонентов поверхностно - активных веществ. Приведены показатели, характеризующие эффективность выноса жидкости из скважины.

Геолого-технические мероприятия, поверхностно-активные вещества, низконапорный газ, неионогенные вещества

Короткий адрес: https://sciup.org/140281001

IDR: 140281001

Текст научной статьи Удаление жидкости с забоя газовых скважин на стадии добычи низконапорного газа

Сегодня при разработке сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири ведется добыча так называемого «низконапорного газа», началом добычи которого считается момент выработки запасов залежи на 85% от начальных балансовых. Добыча «низконапорного газа» считается возможной существующими технологиями и техникой, но является не рентабельной или низко рентабельной [3].

Разработка месторождения сопровождается процессами, снижающими эффективность процесса извлечения газа, такими как разрушение призабой ной зоны пласта, образование песчано-жидкостных пробок на забое, сниже ние давления в пласте, повышение уровня газоводяного контакта (ГВК), скопление пластовой воды в проницаемых коллекторах. Основной причиной снижения работоспособности скважин является невозможность обеспечения дебитов (скоростей потока), достаточных для своевременного выноса жидкости с забоев скважин. Как итог, несоответствие проектных и фактических показателей разработки месторождения.

На поздней стадии разработки газовых месторождений применяют различные геолого-технические мероприятия (ГТМ): замена лифтовых труб на трубы меньшего диаметра; периодическая продувка скважин с выпуском газа в атмосферу; применение плунжерного лифта; циклическая закачка сухого газа в затрубное пространство; закачка поверхностно-активных веществ; использование концентрических лифтовых колонн; применение модульных компрессорных установок. Можно привести много примеров использования той или иной технологии, эффективности или неэффективности от её применения. Считается, что одним из верных путей решения задачи наиболее полной выработки запасов, является применение комплекса ГТМ.

В данной статье под комплексом ГТМ подразумевается сочетание двух технологий, одна из которых требует небольших экономических затрат, незначительного объема человеческих ресурсов по исполнению ГТМ, а вторая является наиболее энергоемкой, длительной по эффективности и более дорогой. Первая из них – закачка твердых поверхностно-активных веществ (ПАВ) на забой скважины, вторая – применение модульных компрессорных установок (МКУ) на кустах газовых скважин (КГС). В пределах данной статьи мы рассмотрим первую из них.

Анализ состояния скважин на одном из северных газовых месторождений (обозначим его условно «месторождение Y») показал, что на данном этапе разработки при падающей добыче газа показатели фильтрационноемкостных свойств породы достаточно высокие: средние значения проница емости – 0,68Д, открытая пористость достигает 30%, газонасыщенность – 75%. Исследования скважинной продукции дают нам информацию о том, что некоторая часть скважин эксплуатируется с объемной долей обводненности продукции более 50%. Поэтому наиболее значимой на данном этапе пробле мой на месторождении Y выделим проблему скопления пластовой жидкости в ПЗП скважин. Отсюда и цель применения твердых ПАВ – подготовка скважин к установке МКУ, а именно уравновешивание состояния ПЗП путем удаления жидкости с забоя скважин с большей обводненностью продукции относительно соседних скважин на КГС.

Для начала определим, какие бывают причины обводнения скважин.

  • 1.    Образование конуса обводнения (обводнение подошвенной водой) .

  • 2.    Опережающее продвижение воды по пропласткам с высокой проницаемостью . Наличие высокопроницаемых пропластков может дать возможность для преждевременного прорыва в скважину закачиваемой системой поддержания пластового давления воды (или контурных вод), оставляя зоны продуктивного пласта с более низкой проницаемости неохваченными заводнением. Аналогично продвижению вод по высокопроницаемым пропласткам, обводнение может происходить при наличии между добывающей и нагнетательной скважиной системы природных трещин. Неверно направленные гидроразрывы могут также создать трещины, которые дают возможность нагнетаемой воде обходить большую часть углеводородов.

  • 3.    Возникновение заколонных перетоков . Возникновение гидравлической связи (канала) между водоносными горизонтами и скважиной является причиной заколонных перетоков. Эта проблема может встречаться в любое время эксплуатации скважины, но более заметна после первоначального заканчивания  или стимуляции скважины. Каналы в кольцевом

  • 4.    Нарушение герметичности обсадной колонны. Нарушение герметичности обсадной колонны обычно обнаруживается при не предполагаемом увеличении добычи воды. Потеря герметичности обсадной колонны может быть вызвана коррозионным разрушением, негерметичностью резьбовых соединений, ошибочной перфорацией, образованием трещин в теле труб при превышении допустимого давления истиранием обсадной колонны при работе в ней бурильным инструментом.

Заканчивание скважины при наличии вблизи продуктивного коллектора воды дает возможность для ее немедленного поступления. Даже если интервал перфорации находится над первоначальным газоводяным контактом, близость коллекторов содержащих воду делает возможным легкое и быстрое поступление нежелательной жидкости из-за образования конуса обводнения. Подтягивание конуса подошвенной воды в направлении интервала перфорации скважины, является результатом пониженного давления в эксплуатируемом продуктивном горизонте. В конечном счете, вода прорывается в перфорированный интервал, заменяя часть углеводородной продукции вплоть до полного обводнения. Пониженные темпы добычи могут уменьшать степень обводнения, но не решить проблему полностью.

пространстве

«обсадная колона –пласт» могут быть результатом плохой связи на границе контакта «цемент –обсадная колонна» или «цемент-пласт». Возникновение заколонных перетоков может быть вызвано некачественным цементированием при строительстве, отслоением цемента от обсадной колонны и пород из-за плохой адгезии, разрушением цемента. Разрушение цемента может произойти под воздействием коррозионно-активных флюидов, при кумулятивной перфорации, при ударах инструмента об обсадную колонну при спуско-подъемных операциях в скважине.

На месторождении Y основной причиной является обводнение скважин подошвенной водой. Низкие устьевые параметры способствуют скоплению пластовой воды в призабойной зоне скважин. Использование поверхностно активных веществ является широко распространенным ГТМ в отечественной нефтегазовой промышленности при борьбе с обводнением скважин. Недостатком стандартных поверхностно-активных веществ на основе моноалкифенолового эфира, полиэтиленгликоля, является низкая устойчивость пены, наличие в составе нерастворимого в воде и трудно растворимого в конденсате полистирола определяет низкую пенообразующую способность при незначительном (менее 5 тыс. м3/сут) притоке газа из пласта. Кроме этого, применение во многих составах ПАВ карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) в больших концентрациях 1-18 мас.% замедляет и снижает образование пены, тем самым снижает эффективность выноса жидкости. Было изучено изобретение специалистов научно- исследовательского и проектного института "Севернипигаз" Бурмантова А.И., Погуляева С.А. и Федосеева А.В. [1].

Задача повышения эффективности выноса жидкости с забоя скважин решается тем, что в состав, содержащий поверхностно-активные вещества неионогенные (ОП-10 или ОП-7), анионоактивные (сульфонол) и КССБ, при соотношении ОП-10 (или ОП-7) и сульфонола 3,4:1,0, дополнительно вводят карбонат аммония, фосфат щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас. %: ОП-10 (или ОП-7) - 35,0-40,0;

сульфонол - 9,5-13,0; КССБ - 28,0 - 41,0; карбонат аммония - 13,0-16,0; фосфат щелочного металла - 1,5-4,0. В данном составе подобрано такое соотношение неионогенных (ОП-10, ОП-7) и анионоактивных (сульфонол) ПАВ 3,4:1,0, которое позволило получить наибольший эффект вспенивания и выноса жидкости с забоя скважины и очистки шлейфов практически при любой минерализации пластовых вод и содержании газового конденсата, что делает предложенный состав универсальным.

Предлагаемые ПАВ в различном компонентном составе представлены в таблице под номерами 3-5. При исследовании эффективности твердого ПАВ использовалась пластовая вода с минерализацией 10-200 г/л с газовым конденсатом (до 50% от объема смеси).

По таблице результатов  исследования видно, что наибольшая чувствительность всех типов ПАВ проявляется к газовому конденсату, и, как правило, вспенивание  жидкости ухудшается с увеличением содержания конденсата и  становится неудовлетворительным для неионогенных ПАВ (ОП-7, ОП-10, дисолван) при содержании конденсата свыше 40-50% и для анионоактивных (сульфонол) свыше 15-20%. Повышенная минерализация жидкости также в значительной степени снижает пенообразование.

Анионные ПАВ, взаимодействуя в минерализованной воде с солями кальция и магния, выпадают в осадок. Неионогенные ПАВ – стойкие к действию пластовых вод, однако в присутствии газового конденсата снижают свою пенообразующую активность и в определенных условиях образуют устойчивую водоконденсатную эмульсию. Добавление анионных ПАВ к неионогенным позволяет получить смеси, сравнительно малочувствительные к действию минерализации и газового конденсата, а также снизить возможность образования стойких эмульсий.

В состав твердого ПАВ был введен карбонат аммония [(NH4)CO3] 13-16 мас.% (в прототипе вспененный полистирол), который при повышении температуры разлагается с образованием газообразных веществ (NH3, CO2), что способствует расположению ПАВ на границе раздела жидкостей вода – концентрат, а при барботировании – более энергичному растворению и перемешиванию, что ускоряет процесс пенообразования.

Однако, выяснилось, что при температуре ниже +50 С, карбонат аммония не разлагается и происходит оседание данного пенообразователя на забой, тем самым ухудшая образование пены и снижая эффективность выноса жидкости. [2] Тогда к данному составу авторы уже нового изобретения №2002106722/03    дополнительно    добавили    кристаллическую сульфаминовую кислоту и карбонат натрия, калия, кальция. При этом соотношение неионогенных веществ (ОП-10 или ОП-7) к анионным (сульфонол) становится 3,45:1. При проведении исследований по данным составам ПАВ получены наилучшие показатели, характеризующие эффективность выноса жидкости из скважины: - вспениваемость жидкости – 97 см3;

  • -    устойчивость пены – 92 с;

  • -    кратность образования и устойчивости пены – 8,2;

  • -    время образования пены – 30 с.

Результаты лабораторных и промысловых исследований показали, что предлагаемый состав по сравнению с прототипами обладает высокой пенообразующей способностью, что способствует более эффективному выносу жидкости практически любой минерализации пластовых вод и содержания газового конденсата. Применение данного твердого поверхностно-активного вещества позволяет удалить жидкость со ствола скважины, повысить депрессию на пласт и увеличить дебит продукции скважины, что особенно актуально на газоконденсатных месторождениях с низкими устьевыми параметрами.

Таким образом, можно сделать вывод, что рассмотренные поверхностно-активные вещества подходят для обработки забоев обводненных скважин на стадии подготовки КГС к оборудованию на них МКУ.

ФОРУМ

Таблица

3 >=

c x

I

CM

30

ЦП

OS

5

о о

ОС Ch

<5

гя

£

ч Os

CM iJ-

о с

СТ ст

S

2

4

X :~

fid в

о

T о 22

1

о

^ CM

ЦП

о iH

1

о м

о Ш

ЦП

о м

»

о m

о м

о ш

8

DC s

5

1

Si

s

к

Si

s

о

■T.

Si

Si

о

к

■Т.

Si

о

■T.

^

о

о о

e о

s

о о

s

s

Si

О о

SB

Si

К

о о

S

st

Si

О о

5

13 <

1

*1

1

c

£

s

! § : i f3

1

1 5

M

G> »

3

4

(1

1

1

О гч

»

R сП

8 M

о

^ гч

ч о

®1

ОС сч

с СП

О Г*"

=■,

Ч

2

5 ^

1

о

ГЛ

1

C 2 о :

o, <4 fW|

о

о

ч m

________

CM

ЦП

Список литературы Удаление жидкости с забоя газовых скважин на стадии добычи низконапорного газа

  • Патент 2109928 Российская Федерация, МПК Е21В43/00, 37/06. Состав для удаления жидкости с забоя скважин / Бурмантов А.И., Погуляев С.А., Федосеев А.В.; заявитель и патентообладатель «Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз"». - №95120807/03; заявл. 13.12.1995; опубл. 27.04.1998.
  • Патент 2223298 Российская Федерация, МПК С09К007/08, Е21В21/14. Твердый пенообразователь для удаления жидкости с забоя скважины/ Бурмантов А.И, Погуляев А.С., Юнусов Р.Ю., Бурмантов Р.А., Уляшев Е.В., Шелемей С.В.; заявитель и патентообладатель ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ», ООО «Севергазпром». - №2002106722/03; заявл. 15.03.2002; опубл.10.02.2004.
  • Саранча А.В., Саранча И.С., Митрофанов Д.А., Овезова С.М. Технологии добычи низконапорного сеноманского газа // Современные проблемы науки и образования. - 2015. - № 1-1.
Статья научная