Способ вскрытия газового пласта

 

Использование: при вторичном вскрытии газового пласта для сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта и предотвращения его кильматации за счет стимулирования гидратообразования в околоскважинной зоне изменением температуры . Сущность изобретения: после разбуривания скважины до кровли продуктивного пласта производят замену промывочной жидкости на охлаждающий агент при температуре гидратообразования Затем вскрывают продуктивную толщу бурением, обсаживают скважину. После этого заменяют промывочную жидкость в интервале перфорации метанолом для разрушения гидратного слоя и производят перфорацию продуктивного пласта. f н- О сл с

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛ ИСТИЧ Е С К ИХ

РЕСПУБЛИК (s1)s E 21 В 43/11

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР «-1 1 ««ц ) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

6;-!:; .Ф.3;АА и f ч л ;;» " ., К А8ТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4778366/03 (22) 08.01.90 (46) 15;06.92. Бюл. N. 22 (71) Ухтинский индустриальный институт (72) А.А,Мордвинов и Е,M,Ñòóïèíà (53) 622.245.14 (088.8) (56) Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. M.: Недра.

1972.

Особенности бурения скважин с промывкой растворами на углеводородной основе в районе Прикаспийской впадины.

В.Г,Литвиненко и др. - РНГС "Бурение", N.

9, 1978, с. 8-10. (54) СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ГАЗОВОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к. вскрытию газонасыщенных пластов бурением и перфорацией.

Известен способ вскрытия газонасыщенных пластов бурением и перфорацией с использованием в качестве промывочной жидкости и перфорационной среды глинистого раствора на водной основе.

Недостаток его заключается в том, что этот способ приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) из-за проникновения в пласт фильтрата промывочной жидкости и кольматанта (твердой фазы промывочного раствора).

Известен способ вскрытия газового пласта с использованием в качестве промывочного агента пен различного состава.

„„. Ы„„1740636 А1 (57) Использование: при вторичном вскрытии газового пласта для сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств приэабойной зоны пласта и предотвращения его кольматации за счет стимулирования гидратообраэования в околоскважинной зоне изменением температуры. Сущность изобретения: после раэбуривания скважины до кровли продуктивного пласта производят замену промывочной жидкости на охлаждающий агент при температуре гидратообраэования, Затем вскрывают продуктивную толщу бурением, обсаживают скважину. После этого заменяют промывочную жидкость в интервале перфорации метанолом для разрушения гидратного слоя и производят перфорацию продуктивного пласта.

Недостаток его заключается в том, что этот способ возможно применять на месторождениях с аномально. низкими пластовыми давлениями (АНП,Л). в других случаях его осуществление проблематично в связи с высокой вероятностью фонтанирования скважин.

Известен способ вскрытия газового пласта с использованием в качестве промывочной жидкости р створа на углеводородной основе.

Недостаток его заключается в том, что затруднено практическое использование промывочной жидкости на углеводородной основе при раэбуривании продуктивного пласта из-за негативного отношения обслуживающего персонала по соображениям санитарии и техники безопасности, а, кроме того. низкопроницаемые газонасыщенные

1740636

20

35

45

55 коллекторы вследствие проникновения, жидкой фазы изменяют относительную проницаемость по газу и затем трудно осваиваются, Цель изобретения — сохранение естественных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) призабойной зоны пласта (ПЗП) и предотвращение кольматации и проникновения фильтрата.

Это достигается тем, что по способу вскрытия газового пласта, включающему раэбуривание скважины до кровли продуктивного пласта, замену промывочной жидкости, вскрытие продуктивной толщи бурением, обсаживание скважины и перфорацию, при вскрытии продуктивной толщи бурением стимулируют процесс гидратообразования в околоскважинной зоне, для чего в качестве промывочной жидкости используют охлаждающий агент. причем перфорацию затем производят в среде метанола для разрушения созданного ранее гидратного слоя.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что предлагаемый способ вскрытия газового пласта отличается от известного наличием новых операций: при вскрытии продуктивной толщи бурением стимулируют процесс гидратообразования. в качестве промывочной жидкости используют охлаждающий агент, перфорацию производятт в среде метанола.

Преимущество предлагаемого способа заключается в следующем, В предлагаемом спосрбе предусматривается использование в качестве промывочной жидкости при разбуривании продуктивной толщи газового пласта охлаждающего агента для стимулирования процесса гидратообразования на забое скважины и в околоскважинной зоне, причем обсаживание скважины производят при загидраченной ПЗП, а затем перфорацию проводят в среде метанола, что приводит к разрушению гидратов и восстановлению естественных ФЭС пласта. При такой последовательности операций достигается наилучший эффект предотвращения проникновения фильтрата и кольматанта в пласт, а следовательно, .и сохранения его продуктивности, Это объясняется тем, что известная технология вскрытия продуктивных пластов бурения заключается в том. что бурение ведется на репрессии с использованием промывочного раствора. Последний состоит из жидкой и твердой фаз. Поэтому в процессе бурения создаются условия для проникновения в поровые каналы нефтегазонасыщенного пласта жидкой и твердой фаз промывочного раствора. что сильно ухудшает гидрогазодинамическую связь скважины с плаетом, т.е. снижается продуктивность скважин, так как снижается проницаемость породы в зоне проникновения промывочного раствора. При прочих равных условиях в газонасыщенных пластах от применения на практике технологии вскрытия пластов бурением негативные последствия сказываются сильнее.

Сохранить ФЕС ПЗП можно или не допуская проникновения в пласт промывочной жидкости, или променять абсолютно инертный (чтобы не было взаимодействия с пористой средой) промывочный агент. Второе требование на настоящем уровне развития техники и технологии невыполнимо, Поскольку природный газ способен образовывать гидраты, то такое свойство можно рассматривать как идеальный случай временного запечатывания поровых каналов ПЗП с временной полной потерей проницаемости на период вскрытия продуктивной толщи бурением, а также на период цементирования обсадной колонны (поскольку при цементировании возникают большие давления и цементный раствор проникает в поровые каналы). Идеальность такого мероприятия состоит и в том. что после разложения гидратов от повышенной температуры или от специального вещества— ингибитора) проницаемость пористой среды восстанавливается полностью.

Для применения предлагаемого способа необходимо определить условия гидратообразования для газовой залежи.

Условия гидратообразования определяются экспериментальными, графическими, аналитическими и графоаналитическими методами. Экспериментальный метод позволяет точно для конкретного месторождения определить условия гидратообразования, Образование гидратов, как известно. зависит от состава газа и его влагосодержания. Так как предлагаемый способ возможно. применять при разбуривании эксплуатационных;скважин, то состав газа и

его влагосодержание известны. Остается лишь определить температуру гидратообразования по известным формулам; при .положительных температурах гидратообразования

tp = 18,47 (1 + Ig Рр) — В; (1) при отрицательных температурах гидратообразования тр = -58:5 (1 + IgPp) + B j, (2) где тв — равновесная температура гидратообразования, С; Pp — равновесное давление гидратообразования. МПа: В. Bi коэффициенты, затабулированные. зависящие от приведенной плотности р.

1740636, iß (3) У1 р — относительная плотность гидратообразующего компонента газа, у; — малярная доля гидратообразующего компонента газа.

Таким образом, для достижения условий гидратообразования, необходимо температуру на забое скважины иметь такую, которая бы была ниже tp, чего несложно достичь, используя в качестве промывочной жидкости какой-либо охлаждающий агент, До вскрытия продуктивного газового пласта температура в пласте равна ton, при вскрытии бурением с промывкой охлаждаю- 15 щим агентом температура призабойной зоны пласта должна измениться от ton до 1р (температуры гидратообразования). Для этого необходимо. чтобы удельный хладопоток god(BT/м град) от охлаждающего агента (промывочной жидкости) был бы не менее (4)

25 где k — коэффициент теплопроводимости газа (пластового флюида) Втlм град; а — коэффициент температуропроводности, м /с; т время воздействия охлаждающим агентом, с;

Выполнить это условие можно в том случае, если скорость охлаждения забоя (Q) будет равна

0 = 1 ох Sox, 35 где Sox — площадь забоя. подверженная охлаждению, м .

Исходя из уравнения теплового баланса, объемный расход охлаждающего агента, необходимый для обеспечения указанной 40 скорости охлаждения должен быть

Gх . (6)

Соб (тпл сн.х.) 27 где Gx — объемный расход охлаждающего 45 агента, м /c; .Соб — средняя объемная теплоемкость охлаждающего агента в интервале температур т тн. 7 — КПД теплоотдачи при охлаждениИ;

1н.х. — температура охлаждающего агента, с которой он поступает на забой скважиоc.

Таким образом, можно рассчитать температуру гидратообразования, подобрать 55 охлаждающий агент. рассчитать его объемный расход в зависимости от теплофизических свойств флюида и охлаждающего .агента.

Предлагаемый способ может быть реализован следующим образом.

Пусть имеется конкретная газовая залежь с известным составом газа. Давление в пласте составляет 10 МПа. Тогда для дан-. ного состава газа, имеющего Ху pi = 0,6 и

Ху = 0,9817 — для гидратоообразующих компонентов, приведенная плотность вычисляется по формуле (3)

0,6

p — () ру.у — 0,611.

Затем из (4) находят коэффициент В =

=17. тогда равновесная температура гидратообразования для этого состава газа . тр = 18,47 (1 + 1) — 17 = 19,94 С .

Так как необходимо для сохранения

ФЭС при бурении загидратить ПЗП, то надо на забое скважины достичь температуры тр = 19,94 С в процессе вскрытия залежи.

Это можно достичь, используя вместо промывочной жидкости охлаждающий агент. например воду с температурой tH,х = 16 С. которой вода достигает на забое скважины (после нагревания при прохождении по стволу скважины).

Если предположить, что начальная плаCTOBBR температура1л11 =50 С; коэффициент теплопроводности газа (пластового флюида) k = 0,0265 Вт/(м.град); коэффициент температуропроводности а = 24,8 10 м /с: время охлаждения ю = 10 мин = 600 с.

Тогда удельный хладопоток (4) . 3, 14 (50 — 19,94) 0,0265

i),ox

2 Y 24,8 ° 10 600

= 5,78 Вт/м град.

Скорость охлаждения по (5) (пусть d =

=0,1 м):

Q = 5,78 Sox = 5,78 =0,17Дж/с, Объемный расход охлаждающего агента (в Данном слУчае воДа),, если Соб = Суд . P =

1182 1000 = 1,182 ° 10 Дж/м град (где Суд — средняя удельная теплоемкость.

Дж/кг . град; p — плотность воды. кгlм ). з вычисляется по (6).

0,17

1 182 18 (50 — 16) 0 5

=0,85 10 м /с;

Здесь = 0,5 — принято.

При расходе, превышающем расчетный, необходимая гемпература на забое скважины может быть достигнута гораздо быстрее.

Следовательно, вскрытие пласта бурением осуществля от при промывке ствола

1740636

Составитель Е.Ступина

Редактор Н.Федорова Техред M.Ìoðãåíòàë Корректор О.Густи

Заказ 2061 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва. Ж-35. Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент" . г: Ужгород. ул.Гагарина. 101 скважины водой с объемным расходом не менее 0,85 10 м /с и температурой; ко1 торой вода достигает на забое скважины. не более 16 С. Нагревание воды при ее прохождении по стволу скважины зависит от 5 теплофизических свойств горных пород, сквозь которые пробурена скважина. Если допустить, что пода при прохождении от устья до забоя нагревается .на 6 — 10 С. тогда ее температура на устье должна быть 10 не более 6 — 10 С. Эти условия легко выполнимы в холодное время года, В других случаях возможно применение для снижения температуры охлаждающего агента теплообменников. Таким образом, вскрывают 15 продуктивный пласт бурением, используя в качестве промывочной жидкости охлаждающий агент. Затем по известной технологии производят обсаживание и цементирование скважины. Перфорацию скважины про- 20 водят при герметизированном устье, при этом в качестве перфорационного раствора используют метанол. Выбор перфоратора осуществляют в зависимости от геологотехнических условий, 25

При осуществлении предлагаемого способа можно использовать в качестве охлаждающего агента воду, криогенные жидкости, сжиженные газы и т.п. в зависимости от теплофизических свойств флюида и используемого охлаждающего агента. если это технологически и экономически целесообразно.

Формула изобретения

Способ вскрытия газового пласта, включающий раэбуривание скважины до кровли продуктивного пласта, замену промывочной жидкости, вскрытие продуктивной толщи бурением, обсаживание скважины и перфорацию, от л и ч а ю щи и с я тем, что. с целью сохранения естественных фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта и предотвращения ее кольматации при вскрытии продуктивной толщи бурением за счет стимулирования процессов гидратообразования в околоскважинной зоне и на забое скважины изменением температуры, в качестве промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи бурением используют охлаждающий агент при температуре гидратообразования. а перед перфорацией производят замену промывочной жидкости в интервале перфорации метанолом для разрушения гидратного слоя.