книги / Управление продуктивностью скважин

Важным фактором, определяющим эффективность обработки коллектора, является совместимость используемой рабочей жидкости с коллектором в том состоянии, в котором он находится в начале обработки. Под совместимостью подразумевается, что проницаемость коллектора не уменьшится при взаимодействии рабочего раствора с горной породой, кольматирующим материалом и пластовыми флюидами. Индивидуальный подбор рабочего агента для обработки ПЗП с учетом фактических геолого-физических характеристик коллектора повышает эффективность обработок.

При солянокислотных обработках в ходе химических реакций одни вещества (горная порода, кольматирующий материал) растворяются, другие образуются. Если образовавшиеся вещества плохо растворяются в воде, фильтрационные свойства горных пород в ПЗП могут ухудшаться.

На эффективность кислотных обработок влияют многие факторы, основные среди них — химико-минералогический состав глин и породы-коллектора, состав и свойства насыщающих ее жидкостей.

Для интенсификации процесса комплексного воздействия на продуктивные пласты карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой парафинистой нефтью, предложена технология обработки призабойной зоны пласта на основе жидкофазно-

го окисления легких углеводородов (ЖФО) в пластовых условиях.

Принципиально новая технология воздействия на карбонатный коллектор основана на инициировании реакции окисления легких углеводородов за счет химической экзотермической реакции окисления изомасляного альдегида кислородом воздуха в присутствии азотной кислоты непосредственно в ПЗП. В результате образуется оксид, представляющий собой смесь карбоновых кислот, кетонов, спиртов, альдегидов, эфиров, выделяется большое количество тепла, что обеспечивает комплексное воздействие на нефтесодержащий коллектор. При этом растворители разрушают пленку нефти на породе, а кислотная группа,

111

вступая в химическое взаимодействие с карбонатным коллектором, увеличивает его пористость и проницаемость.

Образование и нейтрализация кислот происходят непосредственно в пласте, без контакта с оборудованием скважины. Наличие в продуктах окисления уксусной кислоты способствует удалению из призабойной зоны окисных соединений железа, так как в результате их химического взаимодействия образуются водорастворимые соли. Образующиеся продукты жидкофазного окисления легких углеводородов являются водорастворимыми, они снижают поверхностное натяжение нефти на границе с твердой фазой, т.е. обладают поверхностно-активны- ми свойствами [38].

Эффективность воздействия на ПЗП повышается при ки-

слотной обработке в динамическом режиме. Технология реа-

лизуется в условиях высокой послойной неоднородности пород пласта по проницаемости с целью повышения реакционной способности слабоконцентрированных кислотных растворов с одновременным выравниванием профиля воздействия на пласт. При обычных обработках на границе раздела твердой и жидкой фаз образуется поверхностный слой насыщенного раствора продуктами реакций и нерастворимых в кислоте продуктов, которые препятствуют продвижению свежих порций кислоты. При динамическом режиме за счет ступенчатого изменения давления на забое скважины с общей тенденцией к снижению его во времени повышается эффективность растворения карбонатных пород.

Разработана технология обработки призабойной зоны пласта термореактивной смесью кислот, генерируемых непосредственно на забое скважин. Применение термокислотных обработок скважин с использованием металлического магния и соляной кислоты не всегда является эффективным, поскольку наблюдаются:

– низкое удельное количество вырабатываемого тепла в расчете на единицу расходуемого материала;

112

– низкая химическая реактивность рабочей жидкости, не позволяющая использовать ее для обработки карбонатных

итерригенных коллекторов;

–возможность образования гидроксида алюминия в контейнере и пласте;

–невозможность перевода отложений парафина в мелкодисперсную форму, препятствующую его отложению в ПЗП.

Наиболее приемлемым методом повышения температуры при термокислотных обработках является использование комбинированного состава рабочей жидкости. Система растворяет все продукты взаимодействия магния и алюминия с соляной кислотой, а также труднорастворимые в соляной кислоте со-

ли [39].

В определенных условиях успешно применяется комплексный метод воздействия на ПЗП двухкомпонентными и трехкомпонентными химическими составами на основе гидролизной кислоты с последующим удалением продуктов реакции из скважины. Принципиальное отличие разработанных составов от других аналогичных рецептур для обработки призабойной зоны пластов и интенсификации добычи нефти – отсутствие компонентов хлора. Применяемая технология обработки призабойной зоны пласта эффективна не только для улучшения производительности добывающих скважин, но и для повышения приемистости нагнетательных скважин. Эффективность и успешность комплексной обработки по предлагаемой технологии достигается за счет [39]:

–проведения экспресс-анализа образцов керна на совместимость применяемых составов и пластового флюида;

–тщательного подбора химической рецептуры и обработки призабойной зоны пласта с извлечением продуктов реакции и вызовом притока свабированием. При этом используется стандартное оборудование бригад освоения, бригад текущего и капитального ремонта;

113

– совмещения очистки призабойной зоны пласта с обработкой и освоением пласта.

Для повышения эффективности обработки призабойной зоны и увеличения нефтеотдачи в комплексе обработки призабойных зон используется сочетание химических и физических способов воздействия на пласт, применение гидроимпульсного воздействия с различными составами на основе гидролизной кислоты.

Комплексные технологии воздействия на призабойную зону пласта – многофакторные процессы, эффективность которых определяется тщательностью и точностью определения свойств объекта воздействия (пласт-скважина), достоверностью диагноза состояния ПЗП и скважины в целом.

Перспективным может быть использование химического воздействия на ПЗП в виде гипанокислотных обработок, по-

зволяющих не только увеличить дебит, но и снизить обводненность добываемой продукции [40].

Одной из успешно освоенных на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья технологий является кислотная об-

работка пласта составом ДН-9010. В состав ДН (СНПХ)-9010

входят кислота, ингибитор растворения карбонатной породы, растворитель-гомогенизатор и ПАВ. Композиция предназначена для повышения производительности низкопродуктивных добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы. После применения композиции увеличивается радиус активного дренирования пласта в результате частичного растворения скелета породы и очистки поровых каналов от асфальтеносмолопарафиновых отложений, механических загрязнений и глинистых частиц. В 2006–2008 гг. на добывающих скважинах нефтяных месторождений, приуроченных к ВКМКС, эксплуатирующих башкирские отложения, проведено 13 мероприятий по обработке призабойных зон продуктивных пластов с использованием данного состава

(табл. 4.1).

114

Для всех скважин характерно ухудшенное состояние ПЗП до проведения ГТМ, что определено по результатам обработки данных гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах. В ряде случаев после проведения мероприятий отмечено снижение обводненности продукции добывающих скважин.

Коэффициент продуктивности после обработки призабойных зон скважин составом ДН-9010 увеличился в среднем в 3,6 раза [34]. Из представленных на рис. 4.1 данных следует, что кратность увеличения коэффициента продуктивности по-

сле ГТМ тем выше, чем больше значение Кпрод до проведения мероприятия. Средний прирост дебита по нефти составил

13,1 т/сут при продолжительности эффекта от 3 до 51 мес. Продолжительность эффекта определялась путем экстраполяции динамики изменения дебита нефти после ГТМ (Qн ГТМ) до значения этого дебита нефти по всем скважинам до ГТМ (Qн). Пример оценки Тэф по скв. 526 Озерного месторождения приведен на рис. 4.2.

Рис. 4.1. Зависимость Кпрод2 после ГТМ от Кпрод1 до ГТМ

116

С увеличением отношения забойного давления к давлению насыщения перед проведением ГТМ продолжительность эффекта от мероприятия существенно увеличивается (рис. 4.3). Зависимость отношения коэффициентов продуктивности до (Кпрод1) и после (Кпрод2) ГТМ от разницы текущего пластового давления и давления насыщения представлена на рис. 4.4. С увеличением значения Рпл наблюдается рост отношения Кпрод2/ Кпрод1. Такие зависимости могут быть связаны с проявлением деформационных процессов в околоскважинных зонах и выделением в свободную фазу растворенного в нефти газа.

4.2. Гидравлический разрыв пласта

Одним из широко используемых методов повышения продуктивности скважин является гидравлический разрыв пласта (ГРП), который может быть определен как физический процесс, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давлением, создаваемым закачкой в скважину жидкости [16].

Сущность ГРП заключается в нагнетании под давлением в призабойную зону жидкости, которая заполняет образованные в процессе первичного вскрытия пласта микротрещины и расклинивает их, а также формирует новые трещины. Таким образом, ГРП – это процесс создания искусственных и расширения естественных (существующих) трещин. Чтобы после снятия давления трещины не смыкались, в них вводят закрепляющий материал.

Различные технологии ГРП обусловлены особенностями конкретного объекта обработки и поставленной при ГТМ целью. Технологии различаются прежде всего по объемам закачки технологических жидкостей и проппанта (искусственно созданного «песка») и, соответственно, по размерам создаваемых трещин.

118

Процесс гидравлического разрыва пласта включает:

1.Промывку скважины водой с добавлением реагентов или нефтью.

2.Исследование на приток или на приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва и других параметров процесса, а также определиться с необходимостью или целесообразностью проведения предварительных работ по увеличению приемистости пласта (кислотная обработка, дополнительная перфорация, гидровоздействие и др.).

3.Закачку жидкости разрыва. В качестве жидкостей разрыва используются дегазированная или загущенная нефть, нефтемазутная смесь, гидрофобная нефтекислотная эмульсия, солянокислотный раствор и др. При выборе жидкости разрыва необходимо для предотвращения возможного набухания глин вводить в них химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании.

Важным технологическим моментом является определение момента образования трещин. Основным признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины. Раскрытие естественных трещин достигается при меньших давлениях, чем образование новых трещин в монолитных пластах.

4.Закачку жидкости-песконосителя с закрепляющим материалом, в качестве которого может использоваться кварцевый песок определенной фракции, проппант и др. Этот материал предотвращает смыкание трещин. В качестве жидкостипесконосителя применяются вязкие системы (вязкие нефти, гидрофобные водонефтяные эмульсии и др.).

5.Закачку продавочной жидкости. Основной целью закачки этой жидкости является продавка жидкости-песконоси- теля в колонне насосно-компрессорных труб до забоя скважины и далее в пласт.

6.Выдерживание скважины под давлением для стабилизации состояния ПЗП.

119

7. Вызов притока, освоение скважины.

При реализации ГРП в призабойной зоне могут образовываться трещины различной пространственной ориентации: горизонтальные, вертикальные или наклонные. На рис. 4.5 приведены схемы горизонтальной и вертикальной трещин.

аб

Рис. 4.5. Схема образования трещин при ГРП: а – горизонтальная трещина; б – вертикальная трещина

При нагнетании нефильтрующейся или слабофильтрующейся жидкости разрыва по мере повышения давления закачки напряжение в горной породе возрастает и происходит ее сжатие до определенного предела, после превышения которого порода не может сопротивляться увеличивающемуся сжатию и растрескивается. После снятия давления закачки возникают остаточные трещины (трещины разуплотнения), как правило, вертикальной или наклонной ориентации.

В последние годы распространяются технологии гидро-

разрыва с применением кислот, пен, щелочей, растворов на нефтяной основе и др.

Контроль ГРП методами ГИС позволил установить, что ширина трещин гидроразрыва при распространенных технологиях измеряется несколькими миллиметрами. Трещины развиваются в пределах напластования по поверхностям контактов

120