SU1740636A1 - Способ вскрыти газового пласта - Google Patents

Abstract

Использование: при вторичном вскрытии газового пласта дл  сохранени  естественных фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта и предотвращени  его кильматации за счет стимулировани  гидратообразовани  в околоскважинной зоне изменением температуры . Сущность изобретени : после раз- буривани  скважины до кровли продуктивного пласта производ т замену промывочной жидкости на охлаждающий агент при температуре гидратообразовани  Затем вскрывают продуктивную толщу бурением, обсаживают скважину. После этого замен ют промывочную жидкость в интервале перфорации метанолом дл  разрушени  гидратного сло  и производ т перфорацию продуктивного пласта. f н- О сл с

Description

Изобретение относитс  к нефтегазодобывающей промышленности в частности к вскрытию гдзонасыщенных пластов бурением и перфорацией.

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

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

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

Недостаток его заключаетс  в том, что этот способ возможно примен ть на месторождени х с аномально низкими пластовыми давлени ми (АНПД), в других случа х его осуществление проблематично в св зи с высокой веро тностью фонтанировани  скважин

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

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

ч J о

СЬ Ы О

коллекторы вследствие проникновени  жидкой фазы измен ют относительную проницаемость по газу и затем трудно осваиваютс .

Цель изобретени  - сохранение естественных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) призабойной зоны пласта (ПЗП) и предотвращение кольматации и проникновени  фильтрата.

Это достигаетс  тем, что по способу вскрыти  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- разовани  в околоскважинной зоне, дл  чего в качестве промывочной жидкости используют охлаждающий агент, причем перфорацию затем производ т в среде метанола дл  разрушени  созданного ранее гидратного сло .

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что предлагаемый способ вскрыти  газового пласта отличаетс  от известного наличием новых операций: при вскрытии продуктивной толщи бурением стимулируют процесс гидратообразовани . в качестве промывочной жидкости используют охлаждающий агент, перфорацию производ т в среде метанола.

Преимущество предлагаемого способа заключаетс  в следующем. В предлагаемом спосрбе предусматриваетс  использование в качестве промывочной жидкости при раз- буривании продуктивной толщи газового пласта охлаждающего агента дл  стимулировани  процесса гидратообразовани  на забое скважины и в околоскважинной зоне, причем обсаживание скважины производ т при загидраченной ПЗП, а затем перфорацию провод т в среде метанола, что приводит к разрушению гидратов и восстановлению естественных ФЭС пласта При такой последовательности операций достигаетс  наилучший эффект предотвращени  проникновени  фильтрата и кольматанта в пласт, а следовательно, и сохранени  его продуктивности.

Это объ сн етс  тем, что известна  технологи  вскрыти  продуктивных пластов бурени  заключаетс  в том. что бурение ведетс  на репрессии с использованием промывочного раствора. Последний состоит из жидкой и твердой фаз. Поэтому в процессе бурени  создаютс  услови  дл  проникновени  в перовые каналы нефтега- зонасыщенного пласта жидкой и твердой фаз промывочного раствора, что сильно

ухудшает гидрогазодинамическую св зь скважины с плае-том, т.е снижаетс  продуктивность скважин, так как снижаетс  проницаемость породы в зоне проникновени 

промывочного раствора. При прочих равных услови х в газонасыщенных пластах от применени  на практике технологии вскрыти  пластов бурением негативные последстви  сказываютс  сильнее.

0Сохранить ФЕС ПЗП можно или не допуска  проникновени  в пласт промывочной жидкости, или промен ть абсолютно инертный (чтобы не было взаимодействи  с пористой средой) промывочный агент. Вто5 рое требование на насто щем уровне развити  техники и технологии невыполнимо.

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

0 временного запечатывани  поровых каналов ПЗП с временной полной потерей проницаемости на период вскрыти  продуктивной толщи бурением, а также на период цементировани  обсадной колонны (по5 скольку при цементировании возникают большие давлени  и цементный раствор проникает в поровые каналы). Идеальность такого меропри ти  состоит и в том. что после разложени  гидратов от повышенной

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

Дл  применени  предлагаемого способа необходимо определить услови  гидрато5 образовани  дл  газовой залежи.

Услови  гидратообразовани  определ ютс  экспериментальными, графическими. аналитическими и графоаналитическими методами. Экспериментальный метод по0 звол ет точно дл  конкретного месторождени  определить услови  гидратообразовани . Образование гидратов, как известно, зависит от состава газа и его влагосодер- жани . Так как предлагаемый способ воз5 можно примен ть при разбуривании эксплуатационных скважин то состав газа и его влагосодержание известны. Остаетс  лишь определить температуру гидратообразовани  по известным формулам:

0при положительных температурах гидратообразовани 

tp 18,47(1 + Ig Pp)- В;(1)

при отрицательных температурах гидратообразовани 

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

где tp - равновесна  температура гидратообразовани . °С: Рр - равновесное давление гидратообразовани . МПа: В Bi - коэффициенты, затабулированные завис щие от приведенной плотности р

lJlЈ

2 у,

(3)

p - относительна  плотность гидрэтооб- разующего компонента газа;

yt - мол рна  дол  гидратообразующего компонента газа.

Таким образом, дл  достижени  условий гидратообразовани , необходимо температуру на забое скважины иметь такую, котора  бы была ниже tp, чего несложно достичь, использу  в качестве промывочной жидкости какой-либо охлаждающий агент.

До вскрыти  продуктивного газового пласта температура в пласте равна tmu при вскрытии бурением с промывкой охлаждаю- щим агентом температура призабойной зоны пласта должна изменитьс  от т.Пл до tp (температуры гидратообразовани ). Дл  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 - врем  воздействи  охлаждающим агентом, с:

Выполнить это условие можно в том случае, если скорость охлаждени  забо  (Q) будет равна

Q о,ох Sox.(5)

где Sox - площадь забо , подверженна  охлаждению . м2.

Исход  из уравнени  теплового баланса , обьемный расход охлаждающего агента, необходимый дл  обеспечени  указанной скорости охлаждени  должен быть

Gx

Q

(6)

С0б (inn - tH х ) 1J

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

Соб - средн   объемна  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 гидратообразовани . 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 имеетс  конкретна  газова  залежь с известным составом газа. Давление в пласте составл ет 10 МПа. Тогда дл  данного состава газа, имеющего Z yi /Oi 0,6 и Zyi 0,9817-дл  гидратоообразующих компонентов , приведенна  плотность вычисл етс  по формуле (3)

Я - . Р 6 - n K11

-09817 °-611

Затем из (4) наход т коэффициент В 17, тогда равновесна  температура гидратообразовани  дл  этого состава газа

tp 18,47(1 + 1)- 17 19,94°С.

Так как необходимо дл  сохранени  ФЭС при бурении загидратить ПЗП, то надо на забое скважины достичь температуры tp 19.94°C в процессе вскрыти  залежи Это можно достичь, использу  вместо промывочной жидкости охлаждающий агент например воду с температурой tH х 16°С которой вода достигает на забое скважины (после нагревани  при прохождении по стволу скважины)

Если предположить, что начальна  пластова  температура tnn 50°C; коэффициент теплопроводности газа (пластового флюида ) k 0 0265 Вт/(м.град): коэффициент температуропроводности а 24,8 м2/с врем  охлаждени  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 охлаждени  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 - средн   удельна  теплоемкость Дж/кг град ; р -- плотность воды, кг/м ) вычисл етс  по (6)

Gx 0 .17

1,182 10ь(50-16) -0,5 0,85 10 8м3/с:

Здесь ц 0,5 - прин то.

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

Следовательно, вскрытие пласта бурением осуществл ют 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 усть  до забо  нагреваетс  на 6 - 10°С. тогда ее температура на устье должна быть не более б - 10°С. Эти услови  легко выполнимы в холодное врем  года. В других случа х возможно применение дл  снижени  температуры охлаждающего агента теплообменников . Таким образом, вскрывают продуктивный пласт бурением, использу  в качестве промывочной жидкости охлаждающий агент. Затем по известной технологии производ т обсаживание и цементирование скважины. Перфорацию скважины провод т при герметизированном устье, при этом в качестве перфорационного раствора используют метанол. Выбор перфоратора осуществл ют 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 .

Claims (1)

1. Формула изобретени  Способ вскрыти  газового пласта, включающий разбуривание скважины до кровли

   продуктивного пласта, замену промывочной жидкости, вскрытие продуктивной толщи бурением, обсаживание скважины и перфорацию , отличающийс  тем, что, с целью сохранени  естественных фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта и предотвращени  ее кольматации при вскрытии продуктивной толщи бурением за счет стимулировани  процессов гидратооб- разовани  в околоскважинной зоне и на забое скважины изменением температуры, в качестве промывочной жидкости при вскрытии продуктивной толщи бурением используют охлаждающий агент при температуре гидратообразовани . а перед перфорацией

   производ т замену промывочной жидкости в интервале перфорации метанолом дл  разрушени  гидратного сло .