Естественная проницаемость просквожённой зоны пласта, сложенного терригенными коллекторами, ухудшается в основном вследствие закупорки фильтровой поверхности ствола скважины материалами, выносимыми потоком водогазоконденсатной смеси из пласта в призабойную зону скважины в процессе эксплуатации. Для интенсификации притока газа в подобных пластах, сложенных преимущественно карбонатными, глинистыми и плотными породами, предлагается использовать омагниченные полимернокислотные составы (ПКС) [2]. Отличительной особенностью ПКС от простых кислотных обработок является многофункциональность воздействия на продуктивный пласт. Результаты опытно–промышленных испытаний ОПИ по воздействию на ПЗС омагниченными ПКС по данным газодинамических исследований скважины до и после показали, что коэффициенты фильтрационных сопротивлений «а» и «в» снизились соответственно 2,3 и 15,8 раза, проницаемость улучшилась в 3,5 раза, а пъезопроводность — в 4,2 раза, что свидетельствует об значительном улучшении ФЕС пласта. О явном улучшении состояния ПЗС свидетельствует показатель скин-фактора, который с 23 уменьшился до значения минус 7,15. Полученные результаты позволяют рекомендовать воздействие на ПЗС омагниченными ПКС для широкого внедрения на месторождениях с аномальными пластовыми давлениями и температурами, вскрывших продуктивные пласты терригенного типа.
Ключевые слова: просквожённая зона пласта, призабойная зона скважины, полимерно-кислотные составы, устьевая магнитная установка, поверхностно-активные вещества, коэффициенты фильтрационных сопротивлений
Естественная проницаемость просквожённой зоны пласта (ПЗП), сложенного терригенными коллекторами, ухудшается в основном вследствие закупорки фильтровой поверхности ствола скважины материалами, выносимыми потоком водогазоконденсатной смеси из пласта в призабойную зону скважины (ПЗС) в процессе эксплуатации. Барьер притоку водогазоконденсатной смеси к забою создают также глинистые и цементные материалы, проникающие в ПЗС в процессе вскрытия пласта бурением или при производстве ремонтных работ на скважинах. Также влияют на состояние песчаных пород продуктивного пласта солевые отложения, продукты коррозии, гидратация пористой среды и разбухание глинистых частиц. В этих условиях кислота восстанавливает проницаемость ПЗС за счёт растворения и разрушения материалов, загрязняющих фильтровую поверхность ПЗС.
Основной причиной снижения продуктивности газовых и газоконденсатных скважин является отложение в призабойной зоне углекислых солей кальция и магния [1]. При фильтрации водогазоконденсатной смеси в результате перепада давления между пластом и скважиной изменяется равновесие в системе вследствие потери СО 2 и резкого снижения его парциального давления, а это способствует выпадению углекислых солей в ПЗС:
Са (НСО 3 ) 2 ↔Са СО 3 + Н 2 О+СО 2,
Мg(НСО 3 ) 2 ↔MgCO 3 + Н 2 О+СО 2.
Условие и интенсивность выпадения солей зависит от химического состава пластовых вод, их дебита, от пластовых давлений и температур, наличия углекислого газа. Соль откладывается не только в ПЗП, но и в НКТ. За счет СКО скважин, в которых образуются соляные пробки, добиваются увеличения притока газа к забою, а также стабилизируют добычу газа.
На месторождении Теджен продуктивным является «Шатлыкский» горизонт, приуроченный к нижней части готеривского яруса нижнего мела и представленный, в основном песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Залежь пластовосводовая, водоплавающая. Тип коллекторов — гранулярно-поровый. Начальное пластовое давление — 41,9 МПа, пластовая температура высокая — 150 0 С. Средневзвешенное значение открытой пористости 18,3 %; коэффициент газонасыщенности 0,68; проницаемость пород — коллекторов изменяется в широких пределах (от 2–9 до 44–1038 мД) и в среднем составляет 126 мД.
Для интенсификации притока газа в подобных пластах, сложенных преимущественно карбонатными, глинистыми и плотными породами, предлагается использовать омагниченные полимернокислотные составы (ПКС) [2]. Отличительной особенностью ПКС от простых кислотных обработок является многофункциональность воздействия на продуктивный пласт.
Во-первых, такое воздействие можно применять на месторождениях с аномально низким или снизившимся в процессе разработки пластовым давлением. Во-вторых, при нагнетании ПКС в пласт происходит выравнивание профиля приемистости жидкости и равномерное воздействие на низко- и высокопроницаемые пропластки. Проявление данного свойства основано на том, что ПКС представляет собой неравновесную вязкоупругую систему, вследствие чего фильтрационное сопротивление пористой среды пропорционально скорости движения: чем больше скорость, тем больше сопротивление, что приводит к выравниванию профиля нагнетания в скважинах, содержащих в добываемой продукции значительный процент воды. В-третьих, за счет проявления гистерезиса расхода при освоении скважины обеспечивается интенсивная очистка призабойной зоны от продуктов реакции. В-четвертых, благодаря омагничиванию полимернокислотного раствора снижается скорость коррозии внутрискважинного оборудования на 60 %, увеличивается смачиваемость минералов, снижается набухаемость глинистых включений породы, достигается экономия ПАВ до 50 % активного вещества.
Рецептура технологических растворов: для приготовления 1 м 3 ПКС: ПАВ — 0,5–2 %; полиакриламид (ПАА) — 0,1–0,5 %; HCl — 40–60 %; Н 2 О — остальное; при приготовлении водного раствора ПАВ: ПАВ — 0,5–2 %; ДЭГ — 0,1–0,5 %; Н 2 О — остальное.
При выборе ПАВ предпочтение отдается неионогенным, таким как ОП–7, ОП — 10 и др. По сравнению с ионогенами (сульфанол, сульфонат, „Новость”, „Прогресс”, катапин) неионогенные ПАВ при обработке пласта имеют следующие преимущества:
а) при малых добавках значительно уменьшают поверхностное натяжение на границе раздела вода — углеводородная среда;
б) улучшают смачиваемость породы конденсатом в присутствии пластовой воды;
в) снижают набухание глинистых частиц.
Устройство для омагничивания рабочих жидкостей состоит из постоянных магнитов ЮН14ДК24Т2, обладающих высокой коэрцитивной силой и намагничиваемых один раз в два года. Напряженность магнитного поля Н=1000Э. Оптимальная скорость потока рабочих жидкостей в магнитном устройстве не должна превышать 5 м 3 /с, при этом время пребывания жидкости в зоне воздействия магнитного поля должно быть не менее 0,02–0,08 с. Технологическая схема обвязки устья скважины для обработки омагниченным ПКС приведена на рис. 1. Место установки постоянных магнитов указано на рис. 2, а на рис. 3 схематично представлена последовательность закачки технологических растворов.
Рис. 1. Принципиальная схема обвязки устья скважины: 1 — скважина; 2 — установка постоянных магнитов; 3 — насос-дозатор; 4 — емкость для ПАВ; 5 — емкость для буферной жидкости; 6 — насосный агрегат ЦА-320; 7 — емкость для воды
Рис. 2. Устьевая магнитная установка: 1 — корпус-патрубок с диаметром 73 мм; 2 — постоянный магнит ЮН14ДК24Т2; 3 — неметаллические разъединяющие втулки; 4 — зажимное кольцо; 5 — муфта соединительная; 6 — центрирующие стержни; 7 — упорное кольцо
a) б) в)
Рис. 3. Последовательность нагнетания в скважину технологических растворов:
Литература:
- Аванесян Я. Г., Умаров А. Х., Козьмина Т. П. (1986). Повышение эффективности соляно-кислотных обработок скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений месторождений (ВПО), „Союзузбекгазпром” // Обзор информ. сер., Передовой производственный опыт в газовой промышленности. — М.: ВНИИЭгазпром.– вып.7, 28
