Способ вскрытия газового пласта Советский патент 1992 года по МПК E21B43/11 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности в частности к вскрытию гдзонасыщенных 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 коллек- торских 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.

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

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

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

ч J о

СЬ Ы О

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 разбуривание скважины до кровли продуктивного пласта, замену промывочной жидкости, вскрытие продуктивной толщи бурениеуи, обсаживание скважины и перфорацию, при вскрытии продуктивной толщи бурением стимулируют процесс гидратооб- разования 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 производят в среде метанола.

Преимущество предлагаемого способа заключается в следующем. В предлагаемом спосрбе предусматривается использование в качестве промывочной жидкости при раз- буривании 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 перовые каналы нефтега- зонасыщенного пласта жидкой и твердой фаз промывочного раствора, что сильно

ухудшает гидрогазодинамическую связь скважины с плае-том, 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.

0Сохранить ФЕС ПЗП можно или не допуская проникновения в пласт промывочной жидкости, или променять абсолютно инертный (чтобы не было взаимодействия с пористой средой) промывочный агент. Вто5 рое требование на настоящем уровне развития техники и технологии невыполнимо.

Поскольку природный газ способен образовывать гидраты, то такое свойство можно рассматривать как идеальный случай

0 временного запечатывания поровых каналов ПЗП с временной полной потерей проницаемости на период вскрытия продуктивной толщи бурением, а также на период цементирования обсадной колонны (по5 скольку 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

0 температуры или от специального вещества - ингибитора) проницаемость пористой среды восстанавливается полностью.

Для применения предлагаемого способа необходимо определить условия гидрато5 образования для газовой залежи.

Условия гидратообразования определяются экспериментальными, графическими. аналитическими и графоаналитическими методами. Экспериментальный метод по0 зволяет точно для конкретного месторождения определить условия гидратообразования. Образование гидратов, как известно, зависит от состава газа и его влагосодер- жания. Так как предлагаемый способ воз5 можно применять при разбуривании эксплуатационных скважин то состав газа и его влагосодержание известны. Остается лишь определить температуру гидратообразования по известным формулам:

0при положительных температурах гидратообразования

tp 18,47(1 + Ig Pp)- В;(1)

при отрицательных температурах гидратообразования

5tp -58,-5(1 + lgPp) + BL(2)

где tp - равновесная температура гидратообразования. °С: Рр - равновесное давление гидратообразования. МПа: В Bi - коэффициенты, затабулированные зависящие от приведенной плотности р

lJlЈ

2 у,

(3)

p - относительная плотность гидрэтооб- разующего компонента газа;

yt - молярная 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 tmu при вскрытии бурением с промывкой охлаждаю- щим агентом температура призабойной зоны пласта должна измениться от т.Пл до tp (температуры гидратообразования). Для этого необходимо, чтобы удельный хладопо- токд0х(Вт/м град) от охлаждающего аген- та (промывочной жидкости) был бы не менее

CJox

(tnn-tp) l

г

(4)

где k - коэффициент теплопроводимости газа (пластового флюида) Вт/м 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

Q о,ох Sox.(5)

где Sox - площадь забоя, подверженная охлаждению. м2.

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

Gx

Q

(6)

С0б (inn - tH х ) 1J

где Gx - объемный расход охлаждающего агента, м /с:

Соб - средняя объемная теплоемкость охлаждающего агента в интервале температур т.™ tH.x.;

rj - КПД теплоотдачи при охлаждении4:

tn.x. - температура охлаждающего агента, с которой он поступает на забой скважины, °С.

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

5

Ю

15 20

25

30

Предлагаемый способ может быть реализован следующим образом

Пусть имеется конкретная газовая залежь с известным составом газа. Давление в пласте составляет 10 МПа. Тогда для данного состава газа, имеющего Z yi /Oi 0,6 и Zyi 0,9817-для гидратоообразующих компонентов, приведенная плотность вычисляется по формуле (3)

Я - . Р 6 - n K11

-09817 °-611

Затем из (4) находят коэффициент В 17, тогда равновесная температура гидратообразования для этого состава газа

tp 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 tp 19.94°C 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 пластовая температура tnn 50°C; коэффициент теплопроводности газа (пластового флюида) k 0 0265 Вт/(м.град): коэффициент температуропроводности а 24,8 м2/с время охлаждения г 10 мин 600 с.

Тогда удельный хладопоток (4)

tyox

ЗЖ (50-19,94)-0.0265 2гГ24, 600

40

45

5,78 Вт/м град. Скорость охлаждения по (5) (пусть d 0,1 м):

Q 5,78 Sox 5, /8 в 1 0,17 Дж/с

Объемный расход охлаждающего агента (в данном случае вода), если Соб Суд р 1182 1000 1.182 106 Дж/м3 град (где Суд - средняя удельная теплоемкость Дж/кг град ; р -- плотность воды, кг/м ) вычисляется по (6)

Gx 0.17

1,182 10ь(50-16) -0,5 0,85 10 8м3/с:

Здесь ц 0,5 - принято.

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

Следовательно, вскрытие пласта бурением осуществляют при промывке ствола

скважины водой с объемным расходом не менее 0,85 м/с и температурой, которой вода достигает на забое скважины, не более 16°С. Нагревание воды при ее прохождении по стволу скважины зависит от 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 не более б - 10°С. Эти условия легко выполнимы в холодное время года. В других случаях возможно применение для снижения температуры охлаждающего агента теплообменников. Таким образом, вскрывают продуктивный пласт бурением, используя в качестве промывочной жидкости охлаждающий агент. Затем по известной технологии производят обсаживание и цементирование скважины. Перфорацию скважины проводят при герметизированном устье, при этом в качестве перфорационного раствора используют метанол. Выбор перфоратора осуществляют в зависимости от геологотех- нических условий.

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 разбуривание скважины до кровли

продуктивного пласта, замену промывочной жидкости, вскрытие продуктивной толщи бурением, обсаживание скважины и перфорацию, отличающийся тем, что, с целью сохранения естественных фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта и предотвращения ее кольматации при вскрытии продуктивной толщи бурением за счет стимулирования процессов гидратооб- разования 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.

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 раз- буривания 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