Гидрофобизация пород ПЗП как метод уменьшения обводненности добываемой продукции

ГИДРОФОБИЗАЦИЯ ПОРОД ПЗП КАК МЕТОД УМЕНЬШЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ

Цурикова Т.С., гр. НРК-05-2, ТюмГНГУ

В последнее время появилось значительное количество технологий ограничения водопритока и интенсификации добычи нефти и газа на основе гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин. Закачка в ПЗ добывающих скважин различных химических реагентов, обладающих гидрофобизирующими свойствами, и способных изменять смачиваемость поверхности породы приводит к интенсификации добычи нефти и газа. Для этого могут применяться кремнеземы, кремнийорганические жидкости и различные ПАВ. [1]

В результате обработки нефтяных и газовых скважин гидрофобизирующими составами происходит несколько положительных воздействий:

      в процессе закачки гидрофобных веществ происходит их взаимодействие с рыхлосвязанной и капиллярно-удерживаемой водой и ее вытеснение из ПЗП. Тем самым происходит снижение водонасыщенности призабойной зоны, что ведет к увеличению фазовой проницаемости по нефти и газу призабойной зоны пласта;

      после закачки гидрофобизирующих веществ на поверхности породы образуется гидрофобная пленка, хорошо удерживаемая на породе либо химическими, либо адсорбтивными связями. Такая гидрофобная пленка предотвращает повторное образование зоны повышенной водонасыщенности вблизи скважины;

      гидрофобизация поверхности породы изменяет смачиваемость поровой среды и, тем самым, направленность действия сил капиллярного давления. Это приводит к снижению скорости капиллярной пропитки пористой среды водой. Особенно сильно этот эффект может проявляться в низкопроницаемых коллекторах при низких скоростях фильтрации;

      удаление рыхлосвязанной воды и образование на поверхности породы гидрофобной пленки приводит к снижению набухания тонкодисперсного глинистого компонента слагающих пласт пород и тем самым к сохранению проницаемости призабойной зоны пород, что особенно актуально для мало -  и среднепрониацаемых коллекторов;

      наконец, при закачке ряда гидрофобизирующих составов в полностью обводненные интервалы пласта, происходит их отверждение или гелеобразование, позволяющее селективно тампонировать водонасыщенные интервалы пласта и тем самым ограничить приток пластовой воды в скважину. [2]

В продукции газовых скважин всегда содержится определенное количество воды, растворенной в единице объема газа при пластовых условиях – так называемое влагосодержание газа, зависящее от состава газа, давления и температуры, физических свойств конденсационных вод, с которыми газ находится в термодинамическом равновесии. Величина влагосодержания определяется графически по известной методике и построенным графикам (палеткам) зависимости W от Рпл (МПа) и Тпл (оС) и измеряется в кг/1000м3 газа.

              Однако в условиях уникальной газовой залежи сеноманских отложений Уренгойского ГКМ количество выносимой влаги изменяется по различным причинам: места расположения скважины (купольная часть, либо крылья залежи); условий и технологического режима эксплуатации участка залежи (по газовым промыслам №№ 1А – 15); текущего положения ГВК; вскрытой перфорацией части сеноманского разреза; наличия суперколлекторов в разрезе; оборудования забоя скважин фильтрами; способом вскрытия продуктивного горизонта (перфорация, либо вырезание участка эксплуатационной колонны) после проведения капитальных ремонтов и другими факторами.

Специалистами Управления интенсификации и ремонта скважин (УИРС) были проведены исследования газовых скважин с целью определения закономерностей изменения влажности газа в ряде скважин УГКМ, имеющих различные условия (режим) эксплуатации.

Результаты исследований:

1.     Текущий ГВК во всех исследуемых скважинах находится на расстоянии 35-45 м от нижних отверстий перфорации,  практически исключено влияние подошвенных пластовых вод на влагосодержание в добываемом газе, т.е. влага в продукции – конденсационная.

2.     Количественное содержание влаги зависит от режима работы скважины – при увеличении депрессии и дебита, увеличивается разница масс контейнеров (М).

3.     На количество влаги оказывает влияние наличие суперколлекторов во вскрытом разрезе – чем выше фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) разреза, тем больше количество выносимой влаги и как следствие вынос пластового песка.

4.     В скважинах, оборудованных фильтрами, вскрыты наиболее проницаемые участки разреза, однако за счет фильтра с гравийной набивкой вынос механических примесей остановлен, и наличие влаги не оказывает влияния на режим эксплуатации скважин (скважины работают с максимально возможным дебитом без ограничения режима эксплуатации).

5.     При отборах контрольных проб воды в исследованных скважинах через устьевой каплеотбойник в процессе замера свободной воды (жидкой фазы) не наблюдалось, что также показывает на отсутствие в потоке газа пластовой воды.

              По результатам проведенных исследований, в первую очередь определена зависимость количества выносимой влаги от времени:

Из общего фонда эксплуатационных скважин УНГКМ только около 20% скважин в газовом потоке выносят жидкость, состоящую из смеси конденсационной и пластовой воды различной концентрации. Остальные 80% фонда скважин выносят вместе с газом пресную конденсационную воду с минерализацией до 1,0 г/л.

Влияние этих вод на осложненное состояние фонда скважин имеет большое значение на поздней стадии эксплуатации месторождений. Интенсивная фильтрация этих вод совместно с продукцией – газом приводит к разрушению продуктивного пласта, и как следствие – к выносу воды и песка в ствол скважины. А на поздней стадии разработки сеномана влияние конденсационных вод на разрушение коллектора будет только прогрессировать.

В скважинах, которые имеют в своей продукции конденсационную воду (наличие подтверждено при проведении плановых промысловых исследований), но выноса механических примесей не наблюдается, одним из способов снижения содержания конденсационной влаги в продукции скважин, а тем самым и предотвращения процесса разрушения ПЗП,  по мнению авторов, является периодическая химическая обработка ПЗП с применением различных гидрофобизирующих составов. Сущность метода гидрофобизации, как способа изоляции конденсационных вод, заключается в способности нефтепродуктов производить дополнительную капиллярную пропитку поровых каналов газонасыщенных пластов (гидрофильных, высокопроницаемых), в результате чего происходит снижение фазовой проницаемости пласта для воды. Закачка влагопоглотителя (метанола, ацетона) и гидрофобизатора осуществлялась через БДТ колтюбинговой установки М-10 с установкой «башмака» БДТ внизу интервала перфорации. Рабочие жидкости продавливались на забой скважины конденсатом в объеме БДТ колтюбинговой установки. Объем гидрофобизатора рассчитывался на условный радиус обработки скважины равный 25 метрам с учетом мощности прослоя нижнего суперколлектора. Проектный объем влагопоглотителя составляет 30% от объема гидрофобизирующей жидкости.

В 2007 году были проведены работы по гидрофобизации в 35 газовых эксплуатационных скважинах. До и после проведения работ по гидрофобизации выполнялись газодинамические исследования скважин на режимах, близких к рабочему. Результаты работ дали положительный эффект. Так, количество выносимой конденсационной воды снизилось в среднем на 50% (рисунок 2), а рост среднесуточного дебита составил 8-10% (рисунок 3).

Таким образом, метод гидрофобизации ПЗП для ограничения поступления конденсационных вод к забоям газовых скважин является довольно перспективным и не требующим значительных затрат материально-технических ресурсов и позволяет сохранять добывные возможности скважин с одновременным ограничением количества поступающей к забоям конденсационной воды, что в свою очередь предотвращает разрушение прискважинной зоны пласта, в особенности при наличии во вскрытом разрезе суперколлекторов.

Метод гидрофобизации может являться профилактическим (сервисным) как в скважинах требующих КРС по видам «водоизоляция» и «ограничение выноса механических примесей», так и после проведения работ по капитальному ремонту скважин.

Литература:

1. А.Ш. Газизов, Р.Г. Хананнов, А.А. Газизов, Фэн Фан, М.М. Кабиров (УГНТУ)/ Гидрофобизация пород ПЗП как метод увеличения дебитов скважин и уменьшения обводненности добываемой жидкости // Нефтегазовое дело, 2005.

2. С.А. Демахин, А.Г. Демахин, В.Б. Губанов/ О целесообразности дополнительного изучения процессов гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин // Нефть, газ, бизнес. – 2008. - №5/6. – С.94-97.

Научный руководитель: Паршукова Л.А., доцент, к.т.н.