Обработка пзп пав кратко

Обновлено: 02.07.2024

После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

Поверхностно - активные вещества
ПАВ - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ.
Их используют для обработки призабойной зоны с целью:

  • Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;
  • Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;
  • Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;
  • Повышения эффективности СКО;
  • Изоляции притоков пластовых вод.

Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ:

Необходимость обработки

Разработка и добыча сырой нефти включает 3 отдельные фазы: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу.

Во время первичного извлечения естественное давление в пласте или гравитационное вытеснение нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые доставляют нефть на поверхность. Но только около 10 % первоначальной нефти пласта на месте обычно добывается во время первичной добычи.

Третичные или улучшенные методы добычи нефти позволяют добывать 30 - 60 % или более нефти на месторождении.

Среди третичных методов:

Термическое восстановление, которое включает в себя введение тепла, такого как нагнетание пара, чтобы снизить вязкость или разбавление тяжелой вязкой нефти и улучшить ее способность течь через резервуар.

Закачка газа, при которой используются такие газы, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO2), которые расширяются в пласте для вытеснения дополнительной нефти в эксплуатационный ствол скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти, чтобы понизить ее вязкость и улучшить ее расход.

Химический впрыск, который может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование моющих веществ, подобных поверхностно-активным веществам, чтобы помочь снизить поверхностное натяжение, которое часто препятствует движению капель масла через резервуар. Химические технологии составляют около одного процента производства EOR в США.

Каждый из этих методов был затруднен его относительно высокой стоимостью и, в некоторых случаях, непредсказуемостью его эффективности.


Воздействие на ПЗП с целью восстановления или увеличения проницаемости основано на растворении принесенных из вне, или образовавшихся в пласте в процессе эксплуатации кальматантов, а так же на воздействии на скелет породы.

Обработка ПЗП скважин ПАВ–кислотными составами (простые кислотные обработки)

Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны.

Объем и вид кислотного воздействия зависит от назначения воздействия. Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта и насыщающих его флюидов, а так же гидродинамических и геофизических исследований. В зависимости от решаемых задач обработку проводят в следующих случаях:

  • обработка призабойной зоны в нефтедобывающих скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
  • обработка призабойной зоны в нефтедобывающих скважинах для повышения (интенсификации) их производительности;
  • очистка фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти;
  • очистка фильтра в призабойной зоне скважин от образований, вызванных процессами ремонта скважин;
  • удаление образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин.
  • инициирование других методов воздействия на призабойную зону пласта.

Различают следующие виды ОПЗ:

  • соляно-кислотная обработка (СКО) ПАВ кислотным составом на основе соляной кислоты;
  • глинокислотная обработка (ГКО) ПАВ кислотным составом на основе смеси соляной и плавиковой кислот.

БОПЗ ПАВ–кислотными составами с закачкой отклоняющего эмульсионного состава

Технология представляет собой направленную обработку призабойной зоны скважин комплексным ПАВ-кислотным составом с предварительной закачкой отклоняющего состава, временно блокирующего наиболее проницаемые интервалы продуктивного пласта.

Закачка кислотных составов в большом объеме (5-10 м 3 на 1 м перфорации), при давлениях закачки приближенных к давлению гидроразрыва приводит к раскрытию существующих микротрещин и трещин карбонатных коллекторов, создает новую геометрию дренирования пласта, увеличивает радиус воздействия на призабойную зону, вовлекая новые низкопроницаемые участки продуктивных пропластков, значительно увеличивает фильтрационные характеристики ПЗП пласта.

Критерии подбора скважин:

  • карбонатные коллектора (с проницаемостью от 16 мД);
  • обводненность продукции не выше 50 %;
  • наличие перемычки не менее 2 м между водонасыщенной и нефтенасыщенной частью пласта;
  • перфорированная мощность продуктивного пласта не менее 3 м;
  • хорошее качество заколонного цементного камня;
  • в случаях отсутствия эффекта от проведения обычных кислотных обработок

Обработка ПЗП скважин ПАВ–кислотными составами с отклоняющим эмульсионным составом

Особенность обработки скважин этим составом заключается в том, что отклоняющий эмульсионный состав (ОЭС) временно изолирует проницаемую часть пласта.

Закачка кислотного состава чередуется с закачкой ОЭС. Первой закачивается пачка КС. Затем закачивается пачка ОЭС, которая блокирует промытые зоны пласта, тем самым, подготавливая интервал для следующей порции кислоты. Следующая порция КС реагирует с новыми участками пласта, которые слабо участвовали в работе пласта. Количество пачек определяется общим объёмом закачиваемого состава.

ОПЗ с растворителем (комплексная ОПЗ)

Комплексная обработка (СКО или ГКО) ПАВ кислотным составом с закачкой углеводородного растворителя применяется на скважинах, склонных к выпадению АСПО.

  • нерегламентированный тип коллектора;
  • содержание парафина в нефти выше 1,5 %;
  • забойные давления близки или меньше давления насыщения
  • растворитель растворяет АСПО, разрушает эмульсию в ПЗП, придает гидрофобные свойства поверхности порового пространства коллектора, повышая фазовую проницаемость по нефти;
  • кислотный состав эффективно растворяет неорганические отложения;
  • ПАВ облегчают приток нефти в скважину за счет дополнительной гидрофобизации поверхности порового пространства.

Реагентная разглинизация

Очистка ПЗП от глинистых кольматантов (реагентная разглинизация пласта) предназначена для интенсификации добычи нефти низкодебитного фонда скважин за счет декольматации от глинистых частиц.

Условия применения технологии:

  • обводненность продукции не выше 50%;
  • наличие гидродинамической связи с продуктивным пластом;
  • приемистость скважин не менее 2-3 м 3 /час при допустимом рабочем давлении в колоннах НКТ и эксплуатационной;
  • радиус обработки 1-1,5 м;
  • карбонатность коллектора не выше 2-2,5%;
  • техническое состояние скважины должно соответствовать номинальным параметрам, таким как:
    • герметичность устьевой арматуры, обсадной колонны и НКТ;
    • отсутствие заколонных перетоков и наличие зумпфа

    Для проведения обработки в скважину спускают следующую компоновку:

    1. хвостовик + манометр;
    2. пакер;
    3. струйный насос;
    4. НКТ до устья;

    После закачки и продавки расчетного объема разглинизатора в пласт выдерживают время реакции от 12 до 24 часов, затем закачивают кислотный состав и по прошествии времени реакции скважину осваивают с помощью струйного насоса.

    ОПЗ мицеллярными растворами


    ВИДЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

    Текст работы размещён без изображений и формул.
    Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

    Общие положения

    ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановле­ния и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

    Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

    ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуа­тационной колонны и цементного кольца, подтверж­денной исследованиями .

    Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

    Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

    - в однородных пластах, не разделенных перемыч­ками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят одно­кратное воздействие;

    - в случаях, когда отбором (нагнетанием) охваче­ны не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирую­щих (изолирующих) материалов или оборудования.

    Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем соста­ве

    - обеспечение необходимым оборудованием и инст­рументом, а также

    - подготовку ствола скважины, за­боя и фильтра к обработке.

    В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудова­ния и спуск колонны НКТ, а также другого необхо­димого оборудования.

    После проведения ОПЗ исследуют скважи­ны методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствую­щих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

    Для очистки фильтра скважины и приза­бойной зоны пласта от различных загрязнений в зави­симости от причин и геолого-технических условий про­водят следующие технологические операции:

    · промывку пеной или раствором ПАВ;

    · гидроимпульсное воздействие (метод перемен­ных давлений);

    · циклическое воздействие путем создания управ­ляемых депрессий на пласт с использованием струй­ных насосов;

    · многоцикловую очистку с применением пенных систем;

    · воздействие на ПЗП с использованием гидро­импульсного насоса;

    · ОПЗ с применением самогенерирующихся пен­ных систем (СГПС);

    · воздействие на ПЗП с использованием раство­рителей (бутилбензольная фракция, стабильный ке­росин и др.).

    Кислотная обработка

    Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и дру­гих солей угольной кислоты, а также терригенных кол­лекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допуска­ется применение сульфаминовой и уксусной кислот.

    Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (суль­фатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10—16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

    Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

    При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3—5 % масс.) или лимонную (2—3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

    В трещинных и трещинно-поровых коллек­торах для глубокой (по простиранию) обработки ис­пользуют замедленно взаимодействующие с карбона­тами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

    для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

    для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5—3,0 % масс.).

    Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

    Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геоло­го-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

    Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5 % масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристалли­ческого бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

    Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс. азотнокислого натрия.

    Во всех случаях при проведении кислот­ных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

    Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

    Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации)

    на 1 м вскрытой толщины пласта

    Примечание.1. Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С — 2 ч, от 30 до 60 °С — от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

    Термохимические и термокислотные об­работки производят в коллекторах в интервале температур от 15 до 40 °С.

    Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

    Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработок под давлением.

    Для кислотных обработок используют спе­циальный насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

    Гидропескоструйная перфорация

    Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном ин­тервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

    Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом.

    Различают два варианта ГПП:

    При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществляют при движении перфорационного устройства.

    Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характеристики коллектора.

    При осуществлении ГПП используют:

    § насосные агрегаты, пескосмесители,

    § емкости для жидкости,

    § сальниковую катушку или превентор, а также

    В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий кол­лектор. При работах в интервале непродуктивного пла­ста используют пресную воду или промывочную жид­кость. Концентрация песка в жидкости-носителе дол­жна составлять от 50 до 100 г/л.

    Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом -— не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.

    Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

    § при диаметре насадки 6мм — от 10 до 12 МПа;

    § при диаметре насадки 4,5 мм — от 18 до 20 МПа. 4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движе­нии НКТ снизу вверх.

    При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при об­ратной циркуляции.

    После ГПП при обратной промывке вы­мывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, под­нимают перфоратор и оборудуют скважину для освое­ния и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

    Виброобработка

    § в скважинах с загрязненной ПЗП;

    § в коллекторах, сложенных низко­проницаемыми породами, содержащими глинистые минералы;

    § в литологически неоднородных коллекто­рах с воздействием на низкопроницаемые пропластки;

    § перед химической обработкой;

    § перед ГРП или дру­гими методами воздействия на ПЗП.

    Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

    Для проведения технологического процесса в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гид­равлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

    Величину гидравлического импульса определяют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

    В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керосин и их смеси. Количество кислоты и керосина опре­деляется из расчета 2—3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.

    Термообработка

    Термообработку ПЗП проводят в коллекторах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее.

    При термообработке перенос тепла в коллектор осуществляют:

    § при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теп­ла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева);

    § при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

    Выбор метода теплообработки осуществляют в зависимости от конкретных геолого-промысловых условий:

    § метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Температура нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, после извлечения из скважины эксплуатационного оборудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Продол­жительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

    § при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагреватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

    § при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, содержащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с. Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

    Воздействие давлением пороховых газов

    Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепле­ния трещин в плотных низкопроницаемых коллекто­рах (песчаниках, известняках, доломитах с проницае­мостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мерге­лей, алевролитов с солитовыми известняками, а так­же песками и слабосцементированными песчаниками.

    Технологический процесс осуществляют с использованием

    § пороховых генераторов корпусных типа АСГ или

    § герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и

    § негерметичных типа АДС.

    Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 °С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

    Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС — до 100 "С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гид­ростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС — 3 МПа.

    Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

    При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях — лубрикатором.

    § Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.

    § Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.

    § Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

    § После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

    При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

    При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

    Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабель­ной головки.

    Гидравлический разрыв пласта

    Гидравлический разрыв пласта (ГРП) применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые коллекторы, а также при большом радиусе заг­рязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологических характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных тре­щин определенной протяженности: от 10 до 30—50 м.

    Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин про­изводят в коллекторах с проницаемостью менее 50 ×10-3 мкм2.

    Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

    В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

    В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.

    С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

    В качестве закрепляющих трещин материа­лов на глубинах до 2400 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982—94, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02—92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565—91 расклинивающие материалы (проппанты).

    Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах.

    Призабойная зона

    Призабойная зона представляет собой некую часть пласта, которая прилегает к стволу скважины, а также в пределах которой происходят изменения фильтрационных свойств продуктивного пласта во время формирования скважины, ее эксплуатации или проведения ремонтных работ на ней.

    Призабойная зона скважины изменяет свое строение, масштабы, а также гидродинамические свойства на протяжении всего периода существования скважины. Данные параметры являются показателем гидравлической связи скважины с пластом и оказывают значительное воздействие на ее производительность.

    Таким образом, можно сделать вывод о том, что применив определенные методы воздействия на призабойную зону пласта, можно восстановить или повысить ее фильтрационные свойства. Как показывает практика, существует несколько методов, которые применяют для улучшения фильтрационных свойств скважины. К таким методам относятся:

    • химические методы или методы кислотной обработки;
    • механические методы (гидравлический разрыв пласта с использованием импульсно-ударного воздействия и взрывов);
    • тепловые методы (паротепловая обработка, электропогрев);
    • комбинирование указанных методов.

    Гидравлический разрыв пласта

    Суть применения гидравлического разрыва пласта состоит в формировании и расширении в пласте трещин путем создания высоких давлений на забое жидкостью, которая закачивается в скважину. В появившиеся трещины подают песок с целью удержать трещину раскрытой после того, как давление будет уменьшено. Появившиеся в пласте трещины выполняют функцию проводников нефти и газа, которые связывают скважину с продуктивными зонами пласта, которые находятся на удаленном расстоянии от скважины. Трещины могут иметь длину до нескольких десятков метров. После того, как обработка призабойной зоны будет осуществлена с помощью гидроразрыва, как правило, производительность скважины возрастает в несколько раз.

    Процесс проведения ГРП включает в себя несколько этапов, которыми являются:

    • закачка жидкости разрыва с целью образования трещин;
    • закачка жидкости – песконосителя;
    • закачка жидкости с целью продавливания песка в трещины.

    Кислотная обработка

    Кислотная обработка призабойной зоны скважины заключается в образовании каналов разъединения, которые глубоко проникают в пласт, и посредством которых происходит соединение забоя скважины с насыщенными полезными ископаемыми участками пласта. Для данной деятельности применяется соляная (НС1), серная (Н2SO4) и фтористоводородная (HF) кислоты и другие.

    Кислотная обработка

    Воздействие кислотами на призабойную зону пласта применяется в том случае, если в породе присутствуют карбонаты кальция, магний, а также другие минералы, способные вступать в активную реакцию с кислотой. Кислотное воздействие позволяет также очистить поверхность забоя от глинистой корки, а также способствует образованию в призабойной зоне камер-полостей, в которых происходит накопление нефти. Стоит отметить, что один килограмм соляной кислоты способен растворить 0,73 килограмма известняка.

    Однако, следует помнить, что соляная кислота представляет собой очень агрессивную среду для металла даже в незначительных количествах. Она применяется для борьбы с коррозией, но для этой цели в кислоту подмешивают до 1% ингибиторов, которые обладают защитными действиями от воздействия кислоты. К наиболее распространенным ингибиторам относятся: уникол, формалин, реагент И-1-А, ПБ-5, катапин А и другие. Последний ингибитор при концентрации до 0,1% по объему значительно уменьшает коррозионную активность кислоты в несколько десятков раз. С целью удаления различных вредоносных примесей, которые могут ухудшить результат обработок, в кислоту добавляю около 2-3% стабилизаторов (хлористый барий, уксусная кислота). Данные вещества делают примести растворимыми солями. Другими словами, в результате активной реакции серной кислоты и известняка образуется гипс, который не растворяется в воде, а забивает поры, а соли железа в процессе гидролиза образуют гидраты окиси железа, которые выпадают в осадок.

    С целью борьбы с образованием осадков геля, получающегося в результате реакции соединений кремния и соляной кислоты с глинами, в соляную кислоту добавляют фтористоводородную кислоту 1-2%. Продукты, образовавшиеся в процессе реакции, проще поддаются удалению, после того, как вводятся интенсификаторы. В качестве интенсификаторов, обычно, применяются разнообразные ПАВы, способные существенно уменьшать капиллярные силы, а также оказывать воздействие, которое улучшает фильтрационные свойства породы.

    Гидропескоструйная перфорация

    Стоит сказать, что во многих случаях метод перфорации посредством пулевых и кумулятивных зарядов не проявляет необходимой эффективности. Причиной этому служит загрязнение призабойной части пористой среды.

    Зону уплотненных пород можно обойти путем создания каналов глубиной 50 см и диаметром 20 – 50 мм, для создания которых используется пескоструйный аппарат. Образуемые каналы имеют такую площадь поверхности, которая в несколько десятков раз больше площади фильтрации каналов, для создания которых используются кумулятивные снаряды. Благодаря пескоструйным аппаратом становится возможным образовывать точечные и щелевые каналы, а также производить надрез пласта по вертикали, тем самым разгружая породу от воздействия касательных напряжений в скважинах с открытым забоем и перекрытым обсадными трубами.

    Гидропескоструйная перфорация проводится с помощью гидропескоструйного перфоратора, который опускается в скважину на трубах. Перфоратор оборудуется различными насадками, диаметр отверстий которых составляет от 3 до 6 миллиметров. Благодаря этим насадкам создается направленная высоконапорная струя песчано-жидкостной смеси, которая прорезает обсадные трубы и породу за 15-20 минут. Наземное оборудование включает в себя устройство, приготавливающее смесь, а также насосы, посредством которых происходит нагнетание этой жидкости в скважину под высоким давлением. Рабочая жидкость подбирается в зависимости от вида и назначения работ. Таким образом, в качестве жидкости используется соляная кислота, ПАВ, вода и др. В качестве абразива – песок, имеющий диаметр частиц от 0,2 до 2 мм. Чтобы работа прошла успешно, необходимо следить за перепадом давления в насадках, который должен находиться в пределах 10 – 12 МПа, а в твердых породах – 25 – 30 МПа.

    Обработка призабойной зоны теплофизическими методами воздействия

    Суть использования данных методов заключается в том, что в скважину на глубину продуктивного пласта напротив перфорации погружается некий генератор, создающий волны давления нужных параметров. Данные волны просачиваются в призабойную зону, тем самым очищая ее от твердых частиц, загрязняющих коллектор. Кроме этого, благодаря образуемым волнам обеспечивается интенсификация течения флюида по порам в нужном направлении.

    Закачка пара

    Целью использования данных методов на призабойную зону является улучшение фильтрационных свойств пород. С помощью теплофизических методов удалается парафин, смолы и соли, осуществляется периодический прогрев пласта вокруг скважины с целью сохранения фильтрационных свойств пород, а также ликвидируются последствия проникновения в пласт бурового раствора.

    В настоящее время существует несколько методов теплофизических методов воздействия. Наиболее распространенными из них являются следующие:

    1. Стационарный электропрогрев. Применяется во время разработки тех нефтяных месторождений, в которых вязкость нефти превышает 50 мПа. Для осуществления данного метода используются электрические нагреватели, которые спускаются в призабойную зону скважины на кабеле.
    2. Циклический электропрогрев. Суть данного метода заключается в периодическом прогреве призабойной зоны. До того момента, как порода охладится потоком нефти, проводимость породы в прогретой зоне существенно увеличивается. После этого осуществляется повторный цикл прогрева породы. На продолжительность и частоту данных обработок влияют задаваемый радиус, свойства пластовой системы, мощность электронагревателя, температура в скважине, поддерживающаяся на забое с помощью терморегуляторов, которые размещаются в корпусе электронагревателя.
    3. Термоакустическая обработка. Данный метод является комбинированным – тепловую обработку совмещают с акустической. Целью такого комбинирования является снижение затрачиваемого времени, которое требуется для того, чтобы прогреть пласт до необходимой температуры, а также увеличить воздействие. Акустический излучатель создает волновое поле, которое увеличивает температуропроводность пласта, глубину обработки, а также вынос из пористой среды частиц парафина, бурового раствора, его фильтрата и твердых солевых отложений.
    4. Циклическое паротепловое воздействие. Заключается в периодической подаче в пласт сухого пара с помощью насосно-компрессорных труб. Данный способ рационально использоваться в том случае, если глубина скважины составляет не более 1000 метров, при этом нефть должна иметь максимальную вязкость – 50 мПа-с. Пласт нагревается на глубину до 30 метров. После возобновления эксплуатации температура в пласте держится на протяжении двух – трех месяцев благодаря накопленным запасам тепла при нагнетании пара.

    Таким образом, использование всех указанных методов позволяет существенно повысить проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта.

    Читайте также: