Эффективность применения методов воздействия на призабойную зону пласта в НГДУ "Когалымнефть"

Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Магний применяют в чистом виде или в виде его сплавов с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называют электронами. Однако эффективность электронов значительно ниже, чем чистого магния.

Между соляной кислотой и магнием происходит следующая изотермическая реакция с выделением теплоты:

Mg + 2HCl + H₂O = MgCl₂ + H₂ + 462,8 кДж, (2.3)

Прутки магния (обычно 40 кг) загружают в специальные наконечники. При реагировании магния с кислотой в обрабатываемом интервале пласта выделяется количество теплоты, равное 756 МДж. Для большей эффективности рекомендуется применять наконечники с загрузкой магния до 80-100 кг, что обеспечивает передачу продуктивному пласту теплоты в количестве 1890 МДж.

ТКО - процесс комбинированный. Обычно скважину обрабатывают в два приёма. В первый период - тепловой - осуществляется термохимическая обработка, в процессе которой соляная кислота нагревается за счет химической реакции её с магнием, во второй период, следующей без перерыва за первым, - обычная кислотная обработка.

Эффективность ТКО во многом зависит от соблюдения режима закачки кислоты в период термической части процесса. Режим этого процесса должен быть построен таким образом, чтобы температура прореагировавшей с магнием кислоты после наконечника была не выше 75 ^OС. В то же время кислота должна быть достаточно активной для реакции с породами пласта.

ТКО скважин осуществляется следующим порядке. Оборудуют устье скважины. После подъёма плунжера глубинного насоса из скважины вставной реакционный наконечник загружают магнием в расчетном количестве и спускают на штангах во внутрь НКТ, в которые затем подкачивают нефть при максимальной производительности насоса. Вслед за нефтью без перерыва в скважину закачивают солянокислотный раствор, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.

После закачки порции кислоты, предназначенной для первой термохимической фазы, при максимальной производительности насоса без перерыва закачивают кислотный раствор для заключительной стадии обработки. Затем в скважину прокачивают ПЖ и продавливают кислоту в пласт. Контроль за течением процесса осуществляют с помощью термографа или монотермографа.

Пенокислотная обработка скважин

При обычных многократных кислотных обработках закачиваемая в скважину соляная кислота проникает в одни и те же высокопроницаемые интервалы ПЗП. При этом эффективность кислотных обработок с увеличением их числа на данной скважине снижается.

На многих нефтяных месторождениях для повышения производительности скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора, применяют ПКО по технологии, разработанной ВНИИ. Сущность этого способа заключается в том, что в ПЗП вводится не обычный раствор кислоты, а аэрированный (или газированный) раствор ПАВ в соляной кислоте, т.е. смесь кислоты, ПАВ и воздуха (или газа).

Кислотной пеной можно обрабатывать продуктивные пласты, сложенные не только карбонатными породами, но и песчаниками с высоким содержанием карбонатного цемента. Применение кислотных пен имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с обычной кислотной обработкой.

ПКО позволяет увеличить глубину проникновения активной кислоты в пласт, так как замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене. При освоении скважины за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела нефть - нейтрализованный кислотный раствор и за счет расширения пузырьков воздуха в ПЗ происходит более полная очистка поровых каналов от продуктов реакции кислоты с породой пласта.

Последовательность операций при ПКО следующая.

Обвязка наземного оборудования для ПКО. Если давление на устье скважины меньше давления, которое может быть обеспечено компрессором, кислотный агрегат и компрессор соединяют через аэратор параллельно. При низкой приемистости пласта, а также если давление компрессора ниже, чем необходимое давление нагнетания, кислотные агрегаты соединяют последовательно с промежуточным вводом сжатого газа от компрессора. В зависимости от необходимо давления нагнетания применяют различные типы передвижных компрессоров (типа УКП-80 и др.).

Подъём плунжера и конуса насоса в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами.

Обработка раствора HCl одним из ПАВ.

Закачка в скважину нефти для повышения уровня жидкости до статического.

Закачка аэрированной кислоты с добавкой ПАВ в скважину.

Продавка кислотной пены в пласт.

Выдержка скважины под давлением для завершения реакции.

Освоение и пуск скважины в работу.

Кислота в процессе закачки в пласт аэрируется в специальном аэраторе или эжекторе.

В зависимости от пластового давления и объёма закачиваемого кислотного раствора степень аэрации принята от 1 до 5, т.е. на 1 м³ раствора кислоты приходится от 1 до 5 м³ воздуха.

Установлено также, что для продавливания пены в пласт следует закачивать нефть в НКТ. Время выдержки скважины на реакцию 12 ч (против 3 ч при обычных кислотных обработках).

Обработка скважин грязевой кислотой

Грязевыми кислотами (или глинокислотами) называют смесь соляной кислоты HCl и фтористо - водородной (плавиковой) HF.

Грязевую кислоту применяют для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками и песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтористого кальция CaF₂, который способен закупоривать поровые каналы.

Особенностью грязевой кислоты является её способность растворять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким образом, проницаемости.

Углекислотная обработка

Этот вид обработки способствует увеличению дебита нефтяных и приёмистости нагнетательных скважин. Он основан на том, что водные растворы углекислоты хорошо растворяют некоторые породы пластов, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальтено-смолистые осадки, способствует повышению проницаемости продуктивных пластов. Жидкую углекислоту транспортируют к месту обработки обычно в изотермических цистернах вместимостью 2 т, установленных на автоприцепе.

Теплоизоляция ёмкости позволяет хранить жидкую углекислоту в течении 10 суток при наружной температуре до +35 ^ОС. По окончании срока выдерживания на реагирование нефтяную скважину пускают в эксплуатацию на том же режиме, на котором она эксплуатировалась до обработки.

2.1.2 Механические методы воздействия на призабойную зону скважины

2.1.2.1 Гидравлический разрыв пласта

Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путём закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5-2 раза пластовое давление, в результате чего пласт рассматривается и в нём образуются трещины.

Для предупреждения смыкания образовавшихся трещин в пласте и сохранения их в открытом виде после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок.

Механизм ГРП, т.е. механизм образования в нём трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в сжатом состоянии под влиянием горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая. Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому необходимо снять в пласте напряжение, создаваемое горным давлением.

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Процесс разрыва в большей степени зависит от физических свойств жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтруемости и способности удерживать зерна песка во взвешенном состоянии находится в прямой зависимости от вязкости. Повышение вязкости достигается введением в них соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей и другие отходы нефтепереработки.

Степень эффективности ГРП определяется диметром и протяженностью созданных трещин и, следовательно, повышенной проницаемостью. Чем больше диаметр и протяженность других трещин, тем выше эффективность обработки. Создание трещин большой протяженностью достигается закачкой больших количеств песка. Практически в скважину закачивают от 4 до 20 т песка.

2.1.2.2 Гидропескоструйная перфорация скважин

В зависимости от пород, которыми представлен продуктивный пласт, применяют различное оборудование забойной части ствола скважины.

Распространена конструкция скважины, в которой предусматривается спуск сплошной эксплуатационной колонны, перекрывающий весь продуктивный пласт с последующей заливкой цементом затрубного пространства. При такой конструкции забоя для сообщения пласта со скважиной в колонне против продуктивного пласта простреливают отверстия. Эта операция называется перфорацией, а применяемые для прострела аппараты- перфораторами: пулевыми, торпедными (снарядными), беспулевыми (кумулятивными). В последнее время применяют в основном беспулевую перфорацию, при которой отверстия в колонне создаются фокусированными струями газов, образующимися при взрыве кумулятивных зарядов.

Сущность гидропескоструйной перфорации заключается в том, что на пласт, в котором нужно получить канал, через специальную насадку перфоратора с большой скоростью направляется песчаножидкостная струя, обладающая большой абразивностью. В течение короткого времени струя жидкости с песком, нагнетаемая в трубы под большим давлением (от 15 до30 МПа и более), истекая через сопло с большой скоростью, образует прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном кольце и породе пласта.

В процессе гидропескоструйной перфорации не нарушаются цементные перемычки между пластами и не деформируется обсадная колонна. Этот метод вскрытия пласта применяют как в новых скважинах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.

Важным преимуществом гидропескоструйного метода является его эффективность при вскрытии пластов, залегающих на больших глубинах (более 3000 м), где при пулевой и кумулятивной перфорации не получают большого эффекта.

Комплекс специально разработанных перфораторов для беспрерывной ГРП позволяет последовательно вскрывать до пяти интервалов продуктивного горизонта без перемещения колонны НКТ.

2.1.3 Тепловые обработки призабойных зон скважин

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафирования колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород призабойной зоны.

Для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных скважин и для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти рекомендуется проводить тепловую обработку призабойной зоны скважины.

При прогреве тем или иным способом скважины и при забойной зоны её отложившийся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.

В промысловой практике существует несколько видов тепловых обработок.

2.1.3.1 Закачка в скважину нагретой нефти, нефтепродуктов или воды обработанной ПАВ

Этот метод широко внедрен на многих нефтяных промыслах благодаря простоте технологии и применяемого оборудования. Обычно для закачки в скважину используют нагретую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.

Применяют два вида прогрева:

1)создание циркуляции (горячая промывка);

2)продавливание жидкости в призабойную зону.

При горячей промывке глубинный насос спускают до середины интервала прогрева. Горячую нефть закачивают через затрубное пространство. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство до приема глубинного насоса. При этом частично растворяется парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, а также в призабойной зоне скважин.

Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако недостатком этого его является незначительное тепловое воздействие на призабойную зону.

При втором варианте закачки горячего нефтепродукта из скважины извлекают подземное оборудование и спускают НКТ с пакерами.

Недостатком этого способа является необходимость остановки скважины для подъёма, спуска насоса и установки пакера. Однако закачка горячих нефтепродуктов по этому варианту более эффективна, чем по первому.

На отдельных месторождениях применяют комбинированный метод интенсификации: обработка призабойной зоны горячей нефтью с добавкой различных ПАВ. В скважине вначале производят депарафинизацию НКТ путем закачки горячей нефти в затрубное пространство. После этого скважину останавливают и извлекают насосные штанги с конусом насоса. Затем закачивают через НКТ горячую нефть с добавками ПАВ.

Практика показала, что обработка скважин горячей нефтью с ПАВ дает большую эффективность.

2.1.3.2 Прогрев призабойной зоны паром

Из всех методов теплового воздействия на призабойноу зону скважин самым эффективным является метод нагнетания в скважину перегретого водяного пара при высоком давлении (8-15 МПа).

Не рекомендуется применять паротепловую обработку на заводненных участках, так как в этом случае потребуется дополнительный расход тепла.

Процесс циклической закачки пара условно можно разбить на четыре периода.

Первый - нагнетание пара по НКТ; конденсация пара; распространение тепла по пласту; уменьшение вязкости нефти; увеличение объёма нефти; уменьшение проницаемости и сил капиллярного сцепления; увеличение проницаемости пород.

Второй период - нагнетание пара по НКТ; образование жидкостной зоны в пласте и в радиусе забоя; дальнейшее уменьшение вязкости и увеличение объёма нефти; уменьшение прилипаемости и сил капиллярного сцепления; начало эффекта пропитки.

Третий период - перераспределение температур в пласте и вытеснение нефти из капилляров; эффект прочистки; откачка жидкости.

Четвертый период - дальнейшее вытеснение нефти из капилляров (эффект пропитки); откачка нефти.

После паротеплового воздействия на пласт дебит скважины увеличивается в 2-3 раза по сравнению с первоначальными и повышается общая добыча нефти из пласта.

2.1.3.3 Обработка призабойной зоны горячей скважинной жидкостью

Для обработки призабойных зон скважин, в нефтях которых содержится парафино-асфальтено-смолистые вещества, рекомендуется использовать горячую скважинную жидкость, нагретую электронагревателем и продавливаемую в пласт воздухом (технология АзНИПИнефти).

Для нагрева жидкости используют глубинный электропогружной нагреватель с платиновым термометром, температурная инерционность которого не превышает 30 ^ОС.

Радиус теплового воздействия при продавке горячей скважинной жидкости воздухом в пласт можно определить по формуле

R = r(h1/Hm)^0,5n, (2.4)

где R - радиус теплового воздействия при продавке горячей скважинной жидкостью воздухом в пласт,

r - радиус эксплуатационной колонны, м;

h - высота столба нагретой скважинной жидкости, м;

H - эффективная мощность пласта, м;

m - коэффициент пористости;

n - число циклов.

После нагрева и продавки в пласт горячей скважинной жидкости извлекают глубинный нагреватель, проверяют исправность эксплуатационной колонны, спускают НКТ и вводят скважину в эксплуатацию.

2.1.4 Физические методы воздействия на продуктивные пласты

2.1.4.1 Обработка призабойных зон скважин ПАВами

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород призабойной зоны продуктивного пласта может резко ухудшаться из-за проникновения в неё воды.

Глубина проникновения воды в призабойную зону зависит от перепада давления на пласт, проницаемости пород, интенсивности проявления капиллярных сил на границе вытеснения нефти водой и т.д.

Попадая на забой, вода оттесняет нефть в глубь пласта, и часть порового пространства оказывается занятым водой.

Таким образом, при наличии воды на забое уменьшается не только поверхность фильтрации для нефти и газа, но и возрастает сопротивление движению нефти и газа, что приводит к уменьшению производительности скважин.

Снижается проницаемость призабойной зоны и из-за набухания глин при контакте их с посторонней водой. Кроме того, в процессе длительной эксплуатации в призабойной зоне могут образовываться эмульсии, при этом нерастворимые частицы оседают в пласте.

Восстановление естественной проницаемости достигается путем обработки призабойной зоны поверхностно-активными веществами (ПАВ), которые добавляют в воду при промывке скважин для удаления песчаных пробок, глушение скважин и других ремонтных работах.

При закачке ПАВ в пласт, ПАВ адсорбируется на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть-вода и понижает поверхностное напряжение. Растворенное вещество в жидкости между внутренним и поверхностным слоями неодинаково. Концентрация одних веществ в поверхностном слое оказывается значительно большей, чем в таком же количестве жидкости внутри объёма, в некоторых случаях может быть и наоборот. ПАВ обладает свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем концентрация их в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию ПАВ в объёме раствора.

Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в том, что благодаря снижению поверхностного натяжения на границе фаз нефть-вода, нефть-газ, вода-газ размер капель воды в нефти уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее, чем крупные. Поэтому при значительном снижении межфазного натяжения на границе нефть-вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.

ПАВ представляют собой органические вещества, полученные обычно из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирты, фенолы, жирные кислоты и их щелочные соли - мыла.

В результате обработки призабойной зоны раствором ПАВ проницаемость пород для нефти увеличивается, а для воды уменьшается. Следовательно, при этом восстанавливается дебит скважины по нефти и уменьшается дебит воды.

Объём раствора ПАВ на обработку скважины можно определить по формуле

Q = 3,14R²hm, (2.5)

где Q - объём раствора ПАВ на обработку, м³;

R - радиус зоны обработки, м;

h - средняя эффективная мощность пласта, м;

m - коэффициент пористости.

Количество ПАВ определяют по формуле

q = Qc (2.6)

где q - количество ПАВ;

Q - объём раствора ПАВ на обработку, м³;

с - концентрация ПАВ в воде.

2.2 Применяемые методы воздействия на призабойную зону пласта в условиях ТПП «Когалымнефтегаз»

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией применяемые методы воздействия на призабойную зону пласта можно подразделить на четыре группы:

1.тепловые;

2.газовые;

3.химические;

4.физические.

К группе тепловых методов относятся:

паротепловое воздействие;

воздействие на призабойную зону горячей водой;

пароциклическое воздействие.

К группе газовых методов относятся:

воздействие на пласт углеводородным газом;

воздействие двуокисью углерода;

воздействие азотом, дымовым газом.

К группе химических методов относятся:

воздействие водными растворами ПАВ;

воздействие растворами полимеров и другими защищающими агентами (метилцеллюлоза, полимерно-дисперсные системы и др.);

воздействие щелочными растворами на ПЗП;

воздействие кислотами;

воздействие на ПЗП композициями химическими реагентами, в том числе мицеллярными растворами и др.;

системное воздействие на призабойные зоны скважин;

микробиологическое воздействие.

К группе физических методов относятся:

электромагнитное воздействие;

волновое воздействие;

гидроразрыв пласта.

Выбор метода обработки призабойной зоны зависит от:

строения продуктивного пласта;

состава слагающих его пород и других пластовых явлений и условий;

от причин снижения продуктивности скважин.

Каждый метод обладает своими характерными видами воздействия на призабойную зону пласта. При механическом воздействии создаются новые каналы и трещины, соединяющие ствол скважины с пластом.

Химический метод основывается на реакции взаимодействия закачиваемых химических веществ и реагентов с карбонатными породами и песчаниками, содержащими карбонатные вещества и загрязняющими пласт привнесенными отложениями. При тепловом методе прогрев ствола скважины и призабойной зоны пласта обеспечивает расплавление асфальто-смолистых и парафиновых отложений и облегчает их вынос на поверхность. Вибровоздействие основано на создании пульсирующего давления на пласт и позволяет повысить производительность скважины за счет увеличения проводимости среды в результате образования новых микротрещин и расширения существующих, а так же за счет снижения вязкости фильтрующейся жидкости и поверхностного натяжения. Наиболее распространенными на Южно-Ягунском месторождении являются химические методы воздействия на призабойную зону пласта. К ним относятся такие как:

1.закачка в пласт волокнисто-дисперсных систем и воздействие ими на призабойную зону;

2.воздействие на призабойную зону эмульсионно-суспензионными системами (ЭСС);

3.воздействие на призабойную зону сшитыми полимерными системами (СПС);

4.воздействие ПАВ - кислотными и гелевыми системами.

Данные технологии применяются для обработки как добывающих, так и нагнетательных скважин, а так же для изоляции вод. В 1997 году на Южно-Ягунском месторождении использовались следующие физические методы воздействия на пласт:

в т.ч. гидродинамический разрыв пласта, были задействованы 8 добывающих скважин: № 575/133, 617/35, 571/32, 618/36, 549/32, 614/35, 643/36, 1653/36. Эффективность по этим скважинам на конец года составила 13,9 т/сут., обводненность увеличилась на 60%. На конец года дополнительно добыли 26,1 тонн нефти, что составило 9,8 т/сутки нефти на одну скважину;

акустическое воздействие по Южно-Ягунскому месторождению проводили на 2 нагнетательных скважинах № 2017/1, 2018/1, обработка была в начале апреля месяца. Эффект считали по 11 реагирующим добывающим скважинам и на конец года он составил 10,0 тыс.т нефти.

Гидродинамические методы:

в том числе форсированный отбор и оптимизация перепадов давления. В 1997 году было оптимизировано 18 скважин. Дополнительная добыча за счет этого метода составила 66,5 тыс.т нефти совместно с девятью переходящими скважинами.

2.2 Обработка призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин

1.По 81 добывающим скважинам произвели обработку гидрофобным кислотным составом, эффект наблюдался по 54 скважинам и составил 2,6 т/сутки, по ряду скважин дебит стабилизировался, % воды увеличился. Дополнительная добыча нефти на конец года составила 27,1 тыс.т.

2. Соляно-кислотная обработка была проведена в 7 добывающих скважинах, хороший эффект прослеживается по скважине № 978/56 и составил 16,5 т/сутки. Эффект был по 4 скважинам и на конец года составил 3,6 тыс.т нефти.

3. Глинокислотные обработки были проведены по 42 добывающим скважинам Южно-Ягунского нефтяного месторождения. Эффективность одной успешной обработки 6,2 т/с нефти. На конец 1997 года с эффектом работало 14 скважин. Большой эффект получен по скважинам № 724/42, 5055/120, 1352/96. По 14 скважинам после обработки не было эффекта из-за увеличения обводненности. Эффект по ГКО на конец года составил 14,3 тыс.т. нефти совместно с двумя переходящими скважинами.

4. Обработка АПК+АМК проводилась в одиннадцати добывающих скважинах из них три скважины весь год работали без эффекта. На конец года с эффектом работало пять скважин. В целом эффективность одной успешной обработки составила 10,6 т/сут. С начала года дополнительно добыли 2,8 тыс.т нефти.

5. ТГХВ произвели на десяти скважинах. По четырем скважинам

№ 852/50, 1548/140, 497/28, 1776/162, эффекта не было получено из-за увеличения % обводненности. По шести скважинам эффект на конец года составил 2,9 т/сут. нефти. По скважинам № 822/46 эффект продолжался 8 месяцев и составил 2,6 т/сут. Всего по ТГХВ эффект на конец года составил 2,5 тыс.т нефти.

6. На шести скважинах была произведена обработка “УОС”. Обработка производилась с октября месяца по трём скважинам и в декабре три скважины. Дополнительно добыли этим методом 1,3 тыс.т нефти.

7. Методом ОПЗ нефтяных скважин на конец 1997 года получено дополнительно нефти 51,6 тыс. т.

8. Всего по НГДУ “Когалымнефть” дополнительно добыто за счет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи 419,01 тыс. т нефти.

3. Интенсификация добычи нефти

3.1 Факторы, снижающие продуктивность скважин.

В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения могут проявится факторы, нарушающие сообщение пласта с призабойной зоной скважины и уменьшение продуктивности добывающей скважины.

Такими факторами на объекте являются:

- низкая проницаемость пласта;

- гидродинамическое несовершенство скважины;

- снижение проницаемости призабойной зоны, вызванное влиянием глинистого раствора, выпадением в призабойной зоне пласта посторонних примесей из воды во время текущего и капитального ремонта скважин, частичной закупорки пор пластическими массами при селективной изоляции вод.

При плоскорадиальной фильтрации жидкостей в продуктивном пласте поверхность фильтрации по мере приближения к скважине уменьшается, а скорость возрастает (при постоянном суммарном расходе жидкости через поверхность призабойной зоны скважины). Вследствие этого увеличивается фильтрационное сопротивление, что особенно заметно проявляется в низкопроницаемом пласте БС₁₀. В вышеуказанных условиях раньше к забою приходит вода, а, следовательно, уменьшается дебит по нефти.

Боле 90% скважин Южно-Ягунского нефтяного месторождения гидродинамически несовершенны по степени вскрытия, то есть вскрывает продуктивный пласт БС₁₀ на глубину, меньшую, чем его толщина, и гидродинамически несовершенны по характеру вскрытия, так как перекрывает пласт перфорированной эксплуатационной колонной.

Дебит гидродинамически совершенной скважины, вскрывшей однородный изотропный пласт, при плоскорадиальном притоке однородной несжимаемой жидкости, при линейном законе и стационарном режиме фильтрации определяют из соотношения:

(3.1)

где - дебит совершенной скважины, м³/с;

- 3,14;

- проницаемость продуктивного пласта, м²;

h - толщина пласта, м;

Р_пл. - пластовое давление, МПа;

Р_заб. - забойное давление, МПа;

b - объемный коэффициент нефти;

- динамическая вязкость нефти в пластовых условиях,

- радиус скважины по долоту, м;

- радиус контура питания, м;

r_c - радиус скважины.

При расчетах можно приближенно принять равным среднему значению половины расстояния до соседних скважин (для пласта БС₁₀-около 330 м).

Дебит гидродинамически несовершенной по характеру и степени вскрытия скважины в общем виде можно выразить следующим образом:

(3.2)

где - коэффициент, характеризующий фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины и определяемый формулой:

 (3.3)

где - коэффициент, характеризующий фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по характеру вскрытия;

- коэффициент, характеризующий фильтрационные сопротивления, обусловленные несовершенством скважины по степени вскрытия.

Коэффициент совершенства скважины представляет собой отношение между реальным дебитом и дебитом совершенной скважины в тех же условиях.

Таким образом

(3.4)

Для пласта БС₁₀ почти для всех скважин меньше 0,9, то есть налицо явное снижение дебита по сравнению с теоретически возможным.

Снижение проницаемости пласта в призабойной зоне скважины может происходить по многим причинам, вызванным бурением, освоением, эксплуатацией или ремонтными работами.

Влияние глинистого раствора многообразно и зависит как от его параметров, так и от характеристик пласта БС₁₀.

Все ремонтные работы и процесс бурения осуществляется с применением водного раствора хлоркальциевого типа, близкого по минерализации к пластовой воде горизонта БС₁₀. Поэтому удается снизить эффект набухания и размокания глин - практически необратимые процессы, поэтому обработки, проводимые в скважинах, могут только частично восстановить проницаемость пласта в зоне воздействия.

Следующее осложнение связано с проникновением твердой фазы бурового раствора в поры призабойной зоны - это ведет к блокированию крупных пор пласта и также снижает продуктивность скважины. Твердые частицы меньших размеров проникают глубже в пласт о тех пор, пока не встретятся поры меньшего диаметра, где они задерживаются, опять-таки блокируя проходное сечение. Исследования кернов продуктивного пласта БС₁₀ показали, что в проходной зоне загрязненной твердыми частицами глинистого раствора, относительная проницаемость для нефти снижается в четыре в пять раз.

Аналогичное явление происходит при попадании в продуктивный пласт посторонних примесей из воды, использующейся для ремонта.

В процессе обводнения скважины из добываемой жидкости в депрессионной зоне выделяется углекислый газ, и, как следствие, в порах пласта отлагается часть солей, растворенных в воде. Одновременно вода в скважине активно смешивается с нефтью и образуется блокирующая перфорационные отверстия эмульсия, стабильность которой увеличивается благодаря наличию деспергированных глинистых частиц.

Также существуют причины снижения продуктивности скважин в результате засорения призабойной зоны пласта.

Одной из основных причин засорения является отложение в призабойной зоне пласта асфальтенов, смол, и парафинов, содержащихся в нефти. Это происходит в результате нарушения термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе (в призабойной зоне пласта и насосно-компрессорных труб снижаются температура и давление).

Другой причиной снижения продуктивности скважин является проникновение жидкости глушения в призабойной зоне пласта во время ремонта, в особенности при глушении растворами минеральных солей (хлористый кальций, хлористый натрий). Глушение скважин рассолами часто сопровождается образованием в призабойной зоне пласта высоковязких водонефтяных эмульсий, стабилизированных ионами водо-растворимых солей.

Эффективным средством борьбы со снижением продуктивности добывающих скважин является комплекс технологий на основе нефтяных растворителей. Во ВНИИЦ “Нефтегазотехнология” разработано несколько вариантов технологии, отличающихся химическим составом компонентов и характером устраняемой причины снижения продуктивности (загрязнения призабойной зоне пласта) скважин. Различаются следующие виды загрязнителей призабойной зоны пласта:

- асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) - загрязнители данного вида увеличиваются по мере выроботки запасов нефти и нарушений термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе. В формировании АСПО участвуют в основном тяжелые компоненты нефти;

- неорганические соли - загрязнители данного вида образуются в результате применения в качестве жидкости глушения концентрированных водных растворов минеральных солей. Происходит закупорка (кольматация) поровых каналов твердыми частицами мехпримесей, содержащихся в составе жидкостей глушения;

- высоковязкие водонефтяные эмульсии - образуются в призабойной зоне пласта после глушения скважин растворами солей кальция, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости для нефти. Механические примеси, содержащиеся в составе эмульсии (карбонат кальция) способствуют накоплению на своей поверхности АСПО и окислительных загущенных нефтепродуктов. Кроме того, образование водонефтяных эмульсий связано со свойствами нефти, степенью минерализации пластовой воды и обводненностью добываемой жидкости. Опыт борьбы с образованием водонефтяных эмульсий на месторождениях НГДУ «Когалымнефть» показывает, что они образуются при достижении обводненности добываемой жидкости в пределах от 30 до 70 %. повышенная минерализация пластовых вод, а также высокая вязкость добываемой нефти способствуют образованию водонефтяных эмульсий.

- продукты выноса породы пласта (кварц, кальцит, алюмосиликат) - загрязнители данного вида выносятся из удаленной части пласта с продукцией скважин, закупоривая поровые каналы призабойной зоны пласта.

3.2 Выбор проектируемых методов воздействия на призабойные зоны пласта

В процессе эксплуатации добывающих скважин происходит снижение их продуктивности в результате засорения призабойной зоны пласта (ПЗП). Одной из основных причин засорения является отложение в ПЗП асфальтенов, смол и парафинов, содержащихся в нефти. Это происходит в результате нарушения термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе (в ПЗП и НКТ снижаются температура и давление).

Другой причиной снижения продуктивности скважин является проникновение жидкости глушения в ПЗП во время ремонта, в особенности при глушении растворами минеральных солей (хлористый кальций, хлористый натрий). Глушение скважин рассолами часто сопровождается образованием в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий, стабилизированных ионами водорастворимых солей.

Для выбора способа интенсификации и проектирования обработки необходимо предварительно изучать характеристики залежи, пластовых флюидов и каждой скважины.

Пласт БС₁₀ характеризуется литолого-фациальной изменчивостью, а также достаточно плотными породами с низкой проницаемостью ( в основном породы - коллекторы представлены песчаниками с кальцитовым цементом ) с частыми прослоями глин.

Конструкция скважины и интервалы перфорации дают возможность обосновать максимальное давление в скважине, определять тип каперов и объём скважины, и служат основой для выбора технологии работ по интенсификации. Скважины на объекте БС₁₀ имеют одноколонную конструкцию. Межпластовых перетоков при освоении скважин не наблюдалось. Проблема разобщения пластов заключается в том, что нефтенасыщенные пропластки в заводненных зонах расположены рядом с водоносными и отделены от последних тонкими глинистыми перемычками, не способные надёжно разобщать нефть от воды. Положение осложняется тем, что в ближайших горизонтах пластовое давление отличается на 5-6 МПа. Из-за несоответствия объёмов закачки отборам жидкости.

Большое значение имеет результаты предыдущих обработок скважины. Для пласта БС₁₀ характерно большое количество повторных обработок Нефрасом ввиду непродолжительности эффекта. При повторных обработках объём растворителя увеличивается.

Особую ценность представляют эксплутационные данные скважины, такие, как суммарная добыча нефти; изменение во времени и по величине суточных дебитов нефти, газа и посторонних примесей, а также суточных давлений; предлагаемая степень блокировки призабойной зоны; если они сравнимы с такими же данными по соседним скважинами, вскрывшими тот же горизонт БС₁₀.

Сказывается на выборе метода воздействия и частота ремонтных работ, так как обработка планироваться должна таким образом, чтобы еще более не усугублять трудности эксплуатации скважины по интенсификации добычи.

Учитывая все вышеизложенное, на объекте БС₁₀ рекомендовано применять следующие проведения работ на скважинах:

растворитель Нефрас;

композиция: растворитель Нефрас - деэмульгатор;

композиция растворитель Нефрас - раствор ингибированной соляной кислоты;

композиция: растворитель Нефрас - раствор соляной кислоты - раствор глинокислоты - растворитель Нефрас.

Вариант 1. Технологическая жидкость - растворитель Нефрас.

Данный вариант применяется в тех случаях, когда снижение продуктивности скважины вызвано образованием в ПЗП осадка в виде АСПО, в формировании которого участвуют в основном тяжелые углеводородные компоненты нефти. Растворитель воздействует на АСПО, увеличивая проницаемость ПЗП и придает гидрофобные свойства внутренней поверхности порового пространства коллектора.

Вариант 2. Технологическая жидкость - композиция: растворитель Нефрас- деэмульгатор.

Данный вариант применяется в тех случаях, когда снижение продуктивности скважин вызвано наличием в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий. В составе таких эмульсий массовое содержание воды - порядка 62 %, мехпримесей - до 7 %, остальное - нефть. Нефтяная часть эмульсии - асфальтены -

1,5- 2 %, смолы - 20- 23 %, парафины - 1,5- 2 %. Механические примеси эмульсии содержат карбонат кальция.

Для увеличения проницаемости ПЗП и разрушения эмульсии закачивается смесь, состоящая из планируемого количества растворителя с добавкой 0,5- 1 % деэмульгатора. Растворитель воздействует на АСПО и гидрофобизирует внутреннюю поверхность порового пространства, деэмульгатор способствует разрушению блокирующей поровые каналы эмульсии, снижает эффективную вязкость ее и как ПАВ - повышает отмывающую способность состава. Это в результате позволяет восстановить фазовую проницаемость коллектора для нефти.

Вариант 3. Технологическая жидкость - композиция: растворитель Нефрас- раствор ингибированной соляной кислоты.

Данный вариант применяется в тех случаях, когда снижение продуктивности скважины вызвано закупоркой поровых каналов ПЗП твердыми частицами мехпримесей (карбонат кальция), содержащихся в составе жидкости глушения и которые способствуют накоплению на своей поверхности АСПО. Оторочка растворителя воздействует на АСПО, а раствор соляной кислоты производит разрушение твердых частиц мехпримесей и расширение пор коллектора.

Вариант 4. Технологическая жидкость - композиция: растворитель Нефрас - раствор соляной кислоты - раствор глинокислоты - растворитель Нефрас.

Данный вариант применяется для восстановления продуктивности скважин, расположенных в зонах низкопроницаемых слабодренируемых продуктивных пластов, а также, когда снижение продуктивности вызвано закупоркой поровых каналов ПЗП выносимыми из удаленной части пласта минеральными частицами породы. Растворитель воздействует на АСПО, содержащиеся на поверхности твердых частиц в ПЗП и оголяет их. Закачиваемый последовательно раствор соляной кислоты и глинокислоты разрушают частицы минеральной породы и расширяют поры коллектора. Раствор глинокислоты воздействует на песчаники, в составе которых имеется глинистый цемент, аргиллиты и другие глинистые породы, разрушая их. Соляная кислота в смеси с плавиковой (глинокислота) предупреждает образование в порах ПЗП геля кремниевой кислоты, а также обеспечивает более полное разложение силикатов. Время реагирования кислоты при высоких температурах пласта - 6-8 часов. Вторая оторочка растворителя воздействует на АСПО, накопившиеся в более удаленных зонах пласта и удаляет продукты реакции после действия кислот.

Технологии предусматривают проведение ОПЗ в процессе капитального и текущего ремонта скважин.

3.3 Комплексная обработка призабойной зоны скважин с применением растворителей и соляной кислоты на объекте БС₁₀

3.3.1 Сущность обработки растворителей и соляной кислоты в ПЗП на объекте БС₁₀.

Действие растворителей направлено на изменении свойств или состояния насыщающих пласт флюидов.

Растворитель Нефрас служит для растворения в призабойной зоне пласта парафинов, смол и асфальтенов, наличие которых в ПЗП существенно снижает проницаемость этой зоны, затрудняет проведение кислотных обработок.

Простейший растворитель АСПО - керосин, растворяющая способность

1 м³ которого достигает 200 кг парафина или смол. Иногда используют бензин, хотя эффективность его отмечается лишь в 40 - 50 % обработок.

В последние годы всё более широкое применение для воздействия на ПЗП находят органические растворители, как правило, побочные продукты или отходы химических и нефтехимических производств.

В качестве водопоглатителей может быть подобрано большое число химических веществ. Для месторождений Западной Сибири рекомендуется использовать метиловый спирт, ацетон и ацетоновые растворы кремний органических соединений.

Метиловый спирт (метанол, древесный спирт) СН₃ОН - бесцветная жидкость. Метиловый спирт смешивается в любых соотношениях с водой, этанолом, диэтиловым эфиром, ацетоном, бензолом; растворим в хлороформе.

Ацетон (диметилкетон; 2 - пропанол) СН₃СОСН₃ - бесцветная жидкость. Ацетон не ограничено смешивается с водой, этанолом, диэтиловым эфиром, бензолом и хлороформам.

СКО призабойных зон скважин основана на способности соляной кислоты проникать внутрь пласта и растворять карбонатные породы - известняки, доломиты, доломитизированные известняки. В результате на значительное расстояние от ствола скважины простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрующие способности пласта и приводит к увеличе-нию продуктивности скважины.

Сущность метода основана на химических реакциях взаимодействия соляной кислоты HCl с известняком

CaCO₃ + 2HCl = CaCl₂ + CO₂ + H₂O.

С доломитом

CaMg(CO₃)₂ + 4Cl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2CO₂ + H₂O.

Образующиеся в результате реакций хлористый кальций CaCl₂ и хлористый магний MgCl₂ легко растворимы в воде в больших количествах, а выде-ляющийся углекислый газ CO₂ оказывает дополнительные воздействия на пластовую систему. После обработки они вместе с продукцией извлекаются из скважины.

При обработке терригенных коллекторов кислотный раствор распределяется вокруг скважины более равномерно, нежели в коллекторах другого типа, поэтому существует возможность приблизительной оценки радиуса обрабатываемой зоны по эмпирической формуле.

Помимо воздействия на призабойную зоны кислотный раствор применяется для очистки фильтра скважины от различных образований, возникших при бурении скважины, в процессе ее эксплуатации и при ремонтных работах. Для этого осуществляются кислотные ванны.

При воздействии соляной кислоты на глины растворяются главным образом, соединения железа, кальция и магния, окислы кремния и алюминия, то ес-ть основные компоненты алюмосиликатной породы разлагаются соляной кислотой незначительно.

Как уже упоминалось, пласт БС₁₀ состоит в основном из плотных песчани-ков с кальцитовым цементом.

Взаимодействие соляной кислоты с кальцитовым цементом выражается уравнением

СаО * SiO₂ + 2HCl = CaCl₂ + SiO₂ + H₂O.

Продукты реакции - хорошо растворимы в воде хлорид кальция и гель окисла кремния. Необходимо заметить, что скорость гелеобразования увеличивается с увеличением концентрации кислоты, поэтому на объекте БС₁₀ не применяются высококонцентрированные растворы соляной кислоты.

Состав загрязняющих призабойную зону пласта образований на объекте БС₁₀ входят железистые соединения, возникшие благодаря ремонто-изоляцио-нным работам на скважинах. Железистые соединения, входящие в состав загря-зненной призабойной зоны пласта, взаимодействуют с соляной кислотой по уравнению

Fe(OH)₃ + 3HCl = FeCl₃ + 3H₂O.

В начале реагирования кислотный раствор имеет показатель рН, равный единице. В результате нейтрализации кислоты до рН = 2-3 большая часть хлористого железа гидролизуется, образуя гидрат окиси железа

FeCl₃ + 3H₂O = Fe(OH)₃ + 3HCl.

Гидроокись железа - коллоидный хлопьевидный осадок легко закупоривает поровые каналы пласта БС₁₀. Чтобы на происходило гидролиза железистых соединений, необходимо раствор соляной кислоты не доводить до полной нейтрализации в пласте, оставляя кислотность раствора не выше рН = 1 путем точной выдержки его в пласте по времени.

Для ослабления выпадения железистых осадков в рабочий раствор соляной кислоты следует добавлять 3-5 % от общего объема, уксусной кислоты СН₃СООН. Уксусная кислота с железом образует коллоидное соединение. Добавка этой кислоты не только предупреждает выпадение из раствора гидроокиси железа, но и замедляет скорость реакции соляной кислоты с карбонатными включениями.

Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе при СКО на объекте БС₁₀ принимается равной 10 - 16 %.

Высококонцентрированные растворы не нашли применения не только из-за образования геля окиси кремния, но и из-за возрастания коррозионной акти-вности, эмульгирующей способности и вероятности выпадения солей в осадок при контакте кислоты с пластовой водой, которая активно перемешана со сточными водами, использующимися в системе ППД.

Для первичных обработок пористых малопроницаемых пород с кальцитовым цементом расход раствора HCl составляет 0,4-0,6 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта. Для вторичных и последующих обработок расход раствора увеличивается соответственно на 50-70 % от первичной и каждой из последу-ющих обработок.

При обработке пористых коллекторов с низкой проницаемостью, каковым является пласт БС₁₀, используют газированные (кроме прочих) кислотные растворы и кислотные композиции. В этом случае в качестве добавок к кислотным растворам применяют катионактивные ПАВ ( катапин, катамин, марвелан ) при дозировке 0,2 - 0,3 %.

Помимо улучшения фильтруемости раствора, катионактивные ПАВ гидрофобизируют породу и снижают межфазное натяжение на границе «нефть -от-работавший раствор», что способствует лучшему выносу продуктов реакции.

В качестве деэмульгаторов и в качестве интенсификаторов для понижения поверхностного натяжения на границе «нефть -вода» применяется неионогенные ПАВ типа ОП-4, ОП-10, Превоцел W=ON, Превоцел W=OF,Конокс I=109, Тержитол. Необходимо отметить, что чаще всего они применяются при обычной технологии СКО с водными растворами кислоты. Эти же реагенты используются при СКО нагнетательных скважин. По данным УГНТУ, реагенты ОП-4 и ОП-10 при их растворении в нефти существенно снижают предельное динамическое напряжение сдвига; повышает параметр подвижности нефти при фильтрации в песчаниках. Изменение свойств нефти при контакте с водным растворам ОП-4 и ОП-10 объясняется диффузией этих ПАВ из раствора в фазу нефти.

С целью снижения коррозионной активности соляной кислоты в рабочий раствор следует добавлять ингибиторы для СКО - уже указанные Катапин, Катамин и Марвелан, а также И-1-В, и-2-А («Север») и Уникол ПБ-5.

На объекте БС₁₀ в основном применение нашел ингибитор Уникол ПБ-5, так как он нетоксичен, сравнительно дешев, применим до 100⁰С и концентрации HCl до 22 %. У него есть один крупный недостаток, который, видимо заставит обратить внимание на другие реагенты - после нейтрализации кислоты в пласте реагент ПБ-5 образует гелеобразный осадок, нерастворимый в воде, поэтому необходимо строго соблюдать технологический процесс в зависимости от времени.

Часто уменьшают скорость реакции кислоты с породой, а следовательно, расширяет зону обработки, путем добавления в рабочий раствор, кроме уксусной кислоты, еще и раствор CaCl₂. На объекте БС₁₀ это применяется довольно часто, поскольку глушение скважины перед ремонтными работами производятся водным раствором хлорида натрия NaCl. На других объектах Южно-Ягунского нефтяного месторождения используются водные растворы CaCl₂, поэтому там необходимость добавки хлорида кальция отпадает.

На Южно-Ягунском нефтяном месторождении применяются обработки следующих видов:

- кислотные ванны;

- внутрипластовые и поинтервальные СКО;

- СКО под давлением.

Для СКО пласта БС₁₀ Южно-Ягунского нефтяного месторождения используются технологии:

- кислотные ванны;

- обычные СКО;

- пенокислотные обработки.

Основная часть СКО объекта БС₁₀ составлена обычными солянокислотными воздействиями.

Для изоляции нижнего интервала продуктивного пласта рекомендовано осуществить закачку бланкета - обычно концентрированного раствора CaCl₂.

Давление закачки кислотного раствора определяется при обычной СКО как прочностью колонны, так и давлением на забое при обработке, которое не должно превышать среднее значения давления разрыва пласта.

При этом темп закачки раствора определяется из условия охвата обработки заданного радиуса глубины воздействия в течении времени, не превышающем среднее время нейтрализации кислотного раствора до рH=3 для пласта БС₁₀. По исследованиям, проведенным в ЦНИПРе НГДУ «Когалымнефть» , это время равно 85-90 мин.

Следует отметить высокий процент механизации эксплуатационного фонда на объекте БС₁₀, поэтому практически все СКО приходится на скважины с насосными установками.

Существует руководящий документ «Регламент на технологию проведения кислотных обработок на месторождениях», где рассмотрены основные способы кислотных обработок на объектах разработки Среднего Приобья. Согласно этому документу на скважинах механизированного фонда объекта БС₁₀ не рекомендуется:

- ацетонокислотные обработки призабойных зон скважин - если в качестве жидкости глушения используется водные растворы хлорида натрия, посколь-ку возникают побочные химические реакции, сводящие к нулю эффективность обработки или ухудшающие гидродинамические свойства призабойной зоны пласта по сравнению с их состоянием до кислотного воздействия;

- глинокислотные обработки призабойных зон скважин - если мероприятия по глушению проводились водными растворами солей.

Исходя из этого, рекомендуется проведение солянокислотных обработок пласта БС₁₀ обычными растворами с добавлением ингибиторов коррозии, стабилизаторов и интенсификаторов.

3.3.2 Характеристика и технические требования к материалам и оборудованию, применяемых при кислотных обработках призабойных зон скважин объекта БС₁₀

Основным требованием к специальному технологическому оборудованию для проведения работ на скважине растворителями является применение и использование серийно выпускаемых машин и агрегатов.

Растворитель марки Нефрас С₄ 130/350, является продуктом депарафинизации дизельной фракции западно-сибирской нефти и по составу относящейся к концентрату нафтеноароматических соединений.

Эффективность удаления АСВ из пористой среды с остаточной нефтенасыщенностью многокомпонентными растворителями зависит от их состава таблица 3.1

Таблица 3.1 - Эффективность удаления АСВ многокомпонентными растворителями из пористой среды с остаточной нефтенасыщенностью

...