Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

КР7-2

Проведение ГРП

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-3

Проведение ГГРП

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-4

Проведение ГПП

Выполнение запланированного объёма работ. Вскрытие продуктивного пласта. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-5

Виброобработка призабойной зоны пласта

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-6

Термообработка призабойной зоны пласта

То же

КР7-7

Промывка призабойной зоны пласта

То же

КР7-8

Промывка и пропитка призабойной зоны пласта растворами ПАВ

То же

КР7-9

Обработка скважин термогазохимическими методами (ТГВХ, ПГД, СКО, ГКО, ПГО и тд.)

То же

КР7-10

Проведение УОС и его модификаций

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

КР7-11

Проведение КИИ-95 (ИПТ и др.)

То же

КР7-12

Вызов притока свабированием, желонкой заменой жидкости, компримированием

То же

КР7-13

Выравнивание профиля или восстановление профиля или восстановление приёмистости нагнетательной скважины

Выполнение запланированного объёма работ, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями.

КР7-14

Проведение прострелочных и взрывных работ (перфорация и торпедирование и др.)

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-15

Опытные работы по испытанию новых видов скважинного оборудования

Выполнение запланированного объёма работ.

КР7-16

Прочие виды обработки призабойной зоны пласта

То же

КР7-16.1

Проведение ОПЗ с применением технологий гибких непрерывных НКТ

Выполнение запланированного объёма работ. Увеличение продуктивности нефтяной и приёмистости нагнетательной скважин.

КР7-16.2

Проведение реагентной разглинизации призабойной зоны пласта

Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока. Увеличение продуктивности нефтяной скважины.

КР7-16.3

Проведение повторной перфорации на кислых растворах

То же

КР7-16.4

Проведение депрессионной перфорации пласта

То же

КР7-16.5

Проведение МГД

То же

КР8

Исследование скважин

КР8-1

Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважине.

Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение.

КР8-2

Оценка технического состояния скважины (обследование скважины).

Выполнение запланированного объёма работ. Выдача заключения.

КР9

Перевод скважины на использование по другому назначению

КР9-1

Освоение скважины под нагнетание

Достижение приёмистости, оговорённой в плане работ

КР9-2

Перевод скважины под отбор технической воды

Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока.

КР9-3

Перевод скважины в наблюдательную, пьезометрическую, контрольную

Выполнение запланированного объёма работ.

КР9-4

Перевод скважин под нагнетание теплоносителя, воздуха или газа.

Получение приёмистости

КР9-5

Перевод скважин в добывающие

Выполнение запланированного объёма работ. Получение притока продукции

КР9-6

Перевод скважин в газодобывающие из других категорий

То же

КР10

Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин

КР10-1

Восстановление приёмистости нагнетательной скважины

Обеспечение приёмистости пласта в скважине

КР10-2

Смена пакера в нагнетательной скважине

Обеспечение герметичности пакера и приёмистости скважины.

КР10-3

Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием

Обеспечение приёмистости

КР10-4

Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок

Восстановление приёмистости

КР10-5

Прочие виды работ по восстановлению приёмистости нагнетательной скважине

То же

КР11

Консервация и расконсервация скважин

КР11-1

Консервация скважин

Выполнение запланированного объёма работ.

КР11-2

Расконсервация скважин

То же

КР12

Ликвидация скважин

КР12-1

Ликвидация скважин без наращивания цементного кольца за эксплуатационной колонной

Выполнение запланированного объёма работ.

КР12-2

Ликвидация скважины с наращиванием цементного кольца за эксплуатационной колонной

Выполнение запланированного объёма работ.

КР12-3

Ликвидация скважины при смещении эксплуатационной колонны

Выполнение запланированного объёма работ.

КР13

Прочие виды работ

КР13-1

Подготовительные работы к ГРП (ПР)

Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность пакера

КР13-2

Освоение скважины после ГРП (ЗР)

Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока и установление режима работы скважины.

КР13-3

Подготовка скважины к забуриванию дополните льного (ых) ствола (ов)

Выполнение запланированного объёма работ.

КР13-4

Освоение скважины после забуривания дополнительного (ых) ствола (ов)

Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока продукции нефтяной или газовой скважины, обеспечение приёмистости нагнетательной скважины.

КР13-5

Подготовка скважины к проведению работ по повышению нефтеотдачи пластов

Выполнение запланированного объёма работ.

КР13-6

Подготовительные работы к ГГРП (ПР)

Выполнение запланированного объёма работ. Герметичность пакера.

КР13-7

Заключительные работы (ЗР) после ГГРП (освоение скважин)

Выполнение запланированного объёма работ. Вызов притока и установление режима

КР13-8

Промывка забоя водозаборных и артезианских скважин с компрессором

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

КР13-9

Ремонт водозаборных скважин со спуском дополнительной колонны

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

КР13-10

Ремонт поглощающей скважины

Выполнение запланированного объёма работ. Достижение оговоренной планом работы цели.

3.2 Текущий ремонт скважин

К текущему ремонту скважин относятся работы, приведенные в табл. 1.5.

Таблица 1.5.

Виды текущего ремонта скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
1	2	3
ТР1	Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
ТР1-1	Ввод фонтанной скважины	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-2	Ввод газлифтной скважины	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-3	Ввод скважины, оборудованной ШГН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-4	Ввод скважины, оборудованной УЭЦН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-5	Ввод скважины, оборудованной УЭДН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-6	Ввод скважины, оборудованной УШВН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-7	Ввод скважин, оборудованных другими типами насосов или установок	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-7.1	Ввод скважины, оборудованной УЭВН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР1-7.2	Ввод скважины, оборудованной ГПН	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР2	Перевод скважин на другой способ эксплуатации
ТР2-1	Фонтанный - газлифт	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР2-2	Фонтанный - ШГН	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР2-3	Фонтанный - УЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-4	Фонтанный - УЭВН	Нормальная подача и напор
ТР2-5	Фонтанный - УШВН	Нормальная подача и напор
ТР2-6	Газлифт - ШГН	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР2-7	Газлифт - УЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-8	Газлифт - УЭВН	Нормальная подача и напор
ТР2-9	Газлифт - УШГН	Нормальная подача и напор
ТР2-10	ШГН - УЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-11	ШГН - УЭВН	Нормальная подача и напор
ТР2-12	ШГН - УШВН	Нормальная подача и напор
ТР2-13	УЭЦН - ШГН	Нормальная подача и напор
ТР2-14	УЭЦН - УШВН	Нормальная подача и напор
ТР2-15	УЭЦН - УЭВН	Нормальная подача и напор
ТР2-16	УШВН - УЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-17	УШВН - ШГН	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР2-18	Прочие виды перевода	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР2-18.1	ШГН - ОРЭ	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача и напор
ТР2-18.2	УЭЦН -ОРЭ и т.д.	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача и напор
ТР3	Оптимизация режима эксплуатации
ТР3-1	Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН	Достижение цели ремонта
ТР3-2	То же УЭЦН	То же
ТР3-3	То же УЭВН	То же
ТР3-4	То же УШВН	То же
ТР3-5	То же других типов насосов	Достижение цели ремонта
ТР3-6	Изменение режима работы газлифтного подъёмника заменой скважинного оборудования	То же
ТР3-7	Спуск высокопроизводительного и высоконапорного скважинного оборудования с глубоким погружением	Увеличение дебита нефти за счет снижения забойного давления до величины близкой к давлению насыщения
ТР4	Ремонт скважин оборудованных ШГН (УШВН)
ТР4-1	Ревизия и смена насоса	Нормальная работа насоса по динамограмме и подаче
ТР4-2	Устранение обрыва штанг	Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
ТР4-3	Устранение отворота штанг	Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
ТР4-4	Замена штанг	Достижение цели ремонта
ТР4-5	Замена полированного штока	Достижение цели ремонта
ТР4-6	Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ и штанг	Нормальная подача насоса
ТР4-7	Очистка и пропарка НКТ и штанг	То же
ТР4-8	Ревизия, смена устьевого оборудования	То же
ТР4-9	Прочие виды ремонтов по ШГН	Нормальная подача насоса
ТР5	Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН (УЭВН, УЭДН)
ТР5-1	Ревизия и смена насоса	Нормальная подача и напор
ТР5-2	Смена электродвигателя	То же
ТР5-3	Устранение повреждения кабеля	Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
ТР5-4	Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача насоса
ТР5-5	Очистка и пропарка НКТ	Достижение цели ремонта
ТР5-6	Ревизия, смена устьевого оборудования	То же
ТР5-7	Прочие виды ремонтов по УЭЦН (наращивание кабеля на устье и др.)	Достижение цели ремонта
ТР6	Ремонт фонтанных скважин
ТР6-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача продукции
ТР6-2	Очистка и пропарка НКТ	То же
ТР6-3	Смена, ревизия устьевого оборудования	То же
ТР6-4	Прочие виды ремонта по фонтанным скважинам	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача продукции
ТР7	Ремонт газлифтных скважин
ТР7-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ	Выполнение запланированного объёма работ. Нормальная подача продукции
ТР7-2	Очистка и пропарка НКТ	То же
ТР7-3	Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов	То же
ТР7-4	Ревизия, смена устьевого оборудования	То же
ТР7-5	Прочие виды ремонта по газлифтным скважинам	То же
ТР8	Ревизия и смена оборудования артезианских, поглощающих и стендовых скважин
ТР8-1	Ревизия, смена оборудования артезианских скважин	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР8-2	Ревизия, смена оборудования поглощающих скважин	Выполнение запланированного объёма работ.
ТР9	Очистка, промывка забоя и ствола скважины
ТР9-1	Промывка ствола скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-2	Промывка ствола скважины углеводородными растворителями	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-3	Промывка забоя скважины горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-4	Промывка забоя скважины углеводородными растворителями	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-5	Обработка ПЗП химреагентами (СКО, ГКО, БФА и т.д.)	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР9-6	Прочие виды очистки забоя и ствола скважины.	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР10	Прочие виды работ	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.
ТР11	Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования.	Выполнение запланированного объёма работ. Достижение цели ремонта.

3.3 Повышение нефтеотдачи пластов

К повышению нефтеотдачи пластов относятся виды работ по осуществлению следующих технологий (табл. 1.6.):

Таблица 1.6

Шифр	Виды и подвиды работ	Технико-технологические требования к сдаче
1	2	3
ПНП1	Создание оторочек:	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП1-1	растворителя;
ПНП1-2	раствора ПАВ;
ПНП1-3	растворов полимеров;
ПНП1-4	кислот;
ПНП1-5	щелочей;
ПНП1-6	теплоносителей (горячей воды пара и т.д.)
ПНП1-7	газожидкостных смесей;
ПНП1-8	газа;
ПНП1-9	паровых смесей;
ПНП1-10	других смесей;
ПНП1-10.1	активного ила;
ПНП1-10.2	мицелярного раствора и т.д.
ПНП2	Вибровоздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП3	Биовоздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП4	Волновое воздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП5	Магнитное воздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП6	Электрическое воздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП7	Прочие воздействие на пласт	Выполнение запланированного объёма работ.
ПНП7-1	Инициирование и регулирование внутрипластового горения и т.д.	Выполнение запланированного объёма работ.

Последовательность выполнения работ при текущем ремонте скважин

Подготовительный комплекс работ



Последовательность выполнения работ при капитальном ремонта скважин



2. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Количество скважин, подлежащих ремонту, возрастает в связи с их старением. Результативность и качество подземных ремонтов возрастают, а добычу газа и нефти необходимо удерживать на доремонтном уровне как можно дольше.

В практике западных государств уделяется серьезное внимание выбору жидкостей глушения - ЖГ для заканчивания и ремонта скважин и других специальных жидкостей - СЖ, в связи с необходимостью сохранения естественной проницаемости продуктивного коллектора.

Актуальная задача повышения эффективности разработки нефтяных месторождений - сохранение фильтрационных свойств пород в ПЗП, близких к естественным. Ухудшение этих свойств происходит на всех этапах заканчивания скважины: первичном и вторичном вскрытии, креплении-цементировании, на стадии возбуждения притока, после глушения в процессе ремонта скважины.

За счет массообменных, теплообменных и других процессов также ухудшаются фильтрационные свойства коллектора. На месторождениях, содержащих парафинистые нефти, при бурении и эксплуатации скважин создаются условия, способствующие ухудшению условий фильтрации из пласта в скважину. Это влияет на процесс вовлечения в разработку всего интервала продуктивной толщи, ведет к снижению продуктивности скважины и эффективности разработки месторождения в целом на всех ее этапах. Поэтому задача заключается в создании жидкостей, наносящих минимальный ущерб продуктивной зоне.

Причин много. К ним, в первую очередь, относятся использование несоответствующих геолого-физическим характеристикам пласта жидкостей глушения, несоответствие обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) его физико-химическим свойствам, отложения высокомолекулярных соединений, химической и биологической кольматации, суффозионного разрушения пласта и последующей закупорки флюидопроводящих каналов материалом пласта.

Применение общепринятого способа глушения различными водными и неводными растворами приводит, как правило, к значительному увеличению сроков освоения и необратимому снижению продуктивности скважин. Эффективность капитального ремонта во многом определяется способом глушения и материалами, используемыми в этом технологическом процессе.

В решении проблем глушения скважин кроется значительный резерв увеличения добычи газа и нефти. Особенно остро эта проблема стоит на поздней стадии разработки, когда опасность сокращения эксплуатационного фонда по рассматриваемой причине становится реальной. Поэтому задачей первостепенной важности является разработка такого метода глушения скважин, который не был бы зависим от параметров задавочной жидкости, технологически легко осуществлялся и не оказывал отрицательного влияния на фильтрационную способность коллектора. Перечисленные причины снижения газогидропроводности призабойной зоны пласта (ПЗП) после глушения скважины первоосновой имеют снижение проницаемости коллектора за счет проникновения частиц и фильтра жидкости глушения и последующей кольматации пород или создания в них блокирующих зон на пути движения газа или нефти к скважине. При этом существенно меняются физико-механические свойства пород пласта и ПЗП, прочность снижается, пласт разрушается.

Известны механизмы снижения гидродинамической связи скважины с пластом продуктивных коллекторов: механический (закупорка порового пространства или вынос песка) и химический. Факторами, способствующими загрязнению пласта, являются снижение пластового давления, обеспечивающее условия более глубокого проникновения механических частиц, фильтрата и жидкости глушения; образование отложений минеральных солей (ОМС) при смешении пластовых вод с ЖГ из-за различий ионно-катионного состава, а также количества ЖГ, проникающего в пласт. Снижение гидропроводности ПЗП после глушения скважин имеет много общих черт с уменьшением проницаемости ПЗП при заканчивании скважин (разбуривание продуктивного пласта, цементирование, перфорация, освоение скважины). Однако при ремонте скважин проблема обостряется факторами, присущими месторождениям, находящимся в завершающей стадии разработки.

2.1 ПРИРОДА НАРУШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ ПЛАСТА

Если отдача скважины после капитального или текущего ремонта не такая, как предполагалась, то это вызвано нарушением эксплуатационных свойств пласта. Если коллектор может давать больше флюида, то, возможно, понадобится его стимуляция.

Жидкая фаза бурового раствора содержит много закупоривающих соединений. Поскольку глубина проникновения фильтрата в песчаники может достигать 5 м или более (табл. 2.1), нарушение эксплуатационных свойств пласта под его действием является одной из важных причин снижения добычи. Однако степень закупорки зависит от чувствительности пласта к фильтрату. Чистые песчаники высокой проницаемости (несмотря на то, что проникновение фильтрата здесь происходит гораздо интенсивнее, чем в коллекторы низкой проницаемости) обычно не кольматируют, когда их пластовая вода химически совместима с фильтратом. Возможно снижение проницаемости в пределах до 100% в зависимости от типа породы пласта и растворов. Чувствительными являются пласты, содержащие глины, диспергируемые и/или такие низкопроницаемые породы, в которых прослеживаются проблемы насыщения, или коллекторы, дающие почти насыщенные рассолы, или нефти, содержащие парафин и асфальтены. Любое изменение минерализации поровой жидкости оказывает влияние на стабильность глинистых частиц в пористой среде. В частности, понижение минерализации или увеличение рН воды, окружающей глинистые частицы дестабилизированного пласта, действует так же, как частицы бурового раствора, вытесненные в его породу. По мере начала добычи мелкие частицы мигрируют в направление сужений либо образуют наносы в зависимости от размера зерен и пор.

Таблица 2.1.

Глубина проникновения фильтрата (согласно Симпсону)

Время, дни	Глубина проникновения, мм
	буровой раствор на нефтяной основе	низкоколлоидный буровой раствор на нефтяной основе	буровой раствор на пресной воде
1	3,0	8,4	19,6
5	11,7	28,0	30,1
10	20,0	43,2	4,7
15	25,4	53,3	58,4
20	30,1	58,4	68,6
25	35,6	73,7	78,7
30	41,0	81,3	86,4

Факторы, влияющие на инфильтрацию бурового раствора или жидкости глушения, включают:

- высокую проницаемость глинистой корки как результат либо неверно разработанной рецептуры бурового раствора или ЖГ, либо нарушения технологии бурения или освоения после ремонта и глушения скважины;

- длительное время контакта пласта и бурового раствора и/или ЖГ.

Вода является причиной размыва глин в пласте и образования водного барьера в низкопроницаемых породах. Диспергирующие агенты усугубляют проблемы, связанные с глиной, или выпадают в осадок внутри пор. Полимеры, устойчивые при температуре циркуляции, но уже являющиеся потенциальным закупоривающим материалом, могут деструктурироваться с образованием осадка при статических температурах коллектора, поддерживаемых в течение длительного времени. Буровые растворы на водной основе с высокой степенью минерализации образуют фильтраты, способные к взаимодействию с пластовыми водами с образованием различных типов твердого осадка.

Буферные жидкости при бурении и капитальном ремонте всегда содержат большое количество диспергирующих агентов, которые суспендируют и уносят частички раствора и обломки корки. Проникновение таких жидкостей в пласты обусловливает появление дополнительных проблем. Максимальная глубина проникновения фильтрата буферных жидкостей, цементных растворов и ЖГ соответствует нескольким сантиметрам и незначительна в сравнении с глубиной проникновения фильтрата бурового раствора, которая бывает равной нескольким метрам. Это не означает, что инфильтрацией следует пренебречь.

Широкое распределение цементных частиц по размерам в сочетании с применением высококоэффективных понизителей водоотдачи обусловливает ограниченное проникновение частиц и фильтрата цементных растворов в пласт. Однако относительно высокий рН фильтратов цементных растворов особенно вреден для глинистых минералов пласта. Ионы кальция, освобожденные частицами цемента, очень быстро заменяются глинами в приствольной зоне. Соответствующее видоизменение состава фильтрата делает его совершенной дестабилизирующей жидкостью с точки зрения ее диспергирующей способности. Фильтрат цементного раствора, взаимодействующий с пластовыми водами, которые содержат высокие концентрации кальция, может вызывать оседание карбоната кальция, извести или гидроокиси силиката кальция.

Цементирование под давлением считается особенно вредным для разупроченных песчаников высокой проницаемости. Это очевидно при опробовании скважин при заканчивании и освоении после подземного ремонта. Высокое давление, создаваемое при исправительном цементировании, может вызывать гидроразрыв пласта, и произойдет проникновение в него цементного раствора; гидрогазопроводность ПЗП будет нарушена.

Перфорация (и повторный прострел) продуктивного интервала пласта всегда является дополнительной причиной кольматации в пластах. Будь это избыточная или недостаточная перфорация, она всегда уплотняет породу вокруг отверстий перфорации и создает зону средней толщины, равную примерно 1 см, в которой снижение проницаемости в среднем составляет 80 %.

Существует множество других факторов, еще более снижающих продуктивность.

Избыточная перфорация всегда вдавливает обломки породы, полученные в результате действия перфоратора, в стенки отверстий перфорации и снижает проницаемость около отверстий.

Недостаточная перфорация создает в жидкостях, содержащих частицы, тот же эффект и также образует плотную, непроницаемую глинистую корку на стенках отверстий перфорации.

Недостаточная глубина проникновения каналов перфорации, которая не вышла за зону кольматации бурового раствора или ЖГ. Проникновение уменьшается соответственно эффективному напряжению пласта.

Несоответствующий выбор геометрии перфорации типу пласта: дыры перфорации большого диаметра предпочтительны для мягких пород, подлежащих заполнению гравием; перфорационные каналы малого диаметра и высокопроницаемые предпочтительны для твердых пород.

Избыточный перепад давления может снизить поровое давление в приствольной зоне пласта до такой степени, что эффективное напряжение превысит предел прочности породы при сжатии. Такое явление очевидно в слабосцементированных песчаниках, в которых происходит вынос пластового песка в ствол скважины. Оно не столь явно в меловых породах, где наблюдаются уплотнение пласта и значительное снижение пористости в приствольной зоне, не вызывающее выноса обломков породы в пластовый флюид. Уплотнение мела возрастает четырехкратно - восьмикратно при закачивании пресных вод в процессе заканчивания или ремонта скважин. Разрушение пласта оказывает особо вредное воздействие в скважинах, где был произведен гидроразрыв и в которых оползание внутри упаковки расклинивающего агента обуславливает широкомасштабное падение производительности. Следует отметить, что, проявившись, такое нарушение не может быть устранено первичными обработками.

Снижение порового давления в процессе добычи, а иногда и охлаждение (как результат расширения газа) вызывают осаждения органического или неорганического материала. Такие осложнения воздействуют на эксплуатационную колонну и наземное оборудование. Однако они могут снижать проницаемость пласта. Активатор, например, глины, с большой удельной поверхностью, способствует отложению органических материалов (особенно асфальтенов) или осаждению солей в перенасыщенных солевых растворах. Обычный твердый осадок представляет собой карбонат кальция и сульфат кальция. Известны осложнения, связанные с отложением элементарной серы и хлорида натрия.

Асфальтосмолопарафинистые отложения (АСПО) на стенках пор могут несущественно уменьшить пористость пласта и абсолютную проницаемость. В результате порода остается гидрофобной, что снижает относительную проницаемость по нефти и может способствовать образованию эмульсионных барьеров, если одновременно поступает вода.

При очистке скважин с целью удаления отложений или продуктов коррозии эксплуатационных подъемных труб кольматирующие материалы высокой концентрации могут проникнуть в продуктивную зону. Необходимо проявлять чрезвычайную осторожность, чтобы предотвратить уход таких суспензий в пористую среду. Особенно опасны соединения, растворимые в очищающей жидкости, поскольку они не могут образовывать нерастворимые корки, предотвращающие инфильтрацию в пласт. Ржавчина в кислоте или парафин в горячей нефти - это наиболее типичные повторно растворимые соединения, встречающиеся в стволе скважины. Они будут повторно выпадать в осадок в пласте и вызывать распространенную, серьезную и зачастую постоянную кольматацию.

Типичные проблемы, уже встречающиеся на других стадиях эксплуатации скважины, могут проявляться и в процессе кислотных обработок. Они включают:

- кольматирующие материалы, поступающие из насосно-компрессорных труб в пластовую породу;

- смачивание нефтью коллектора при наличии поверхностно-активных веществ, особенно ингибиторов коррозии, способных образовывать эмульсионные барьеры;

- водные барьеры;

- АПО при закачивании больших объемов кислоты.

В скважинах, где были произведены гидроразрыв и гравийная набивка, кислоты могут растворять набивочный песок.

Содержание воды в эксплуатационных скважинах может быть уменьшено закачиванием полиакриламидов. В большинстве случаев, однако, это приводит к одновременному снижению добычи нефти и газа. Кроме причин, присущих технологии (механическая, химическая или термическая деструкция полимера), отмечаются отдельные негативные факторы, способствующие нарушению эксплуатационных свойств пласта, вызванному обработкой:

- кольматация пласта не полностью растворенным полимером;

- кольматация пласта сшитыми гелями;

- неотфильтрованная исходная вода;

- водные барьеры;

- взаимодействие воды и полиакриламида с пластовыми глинами, даже в нефтеносных зонах.

Большинство проблем, упомянутых выше, может также прослеживаться и в водонагнетательных скважинах:

- проникновение суспендированной твердой фазы и последующая кольматация;

- внутрипластовое повреждение глин;

- осадок, образованный в результате смешения несовместимых нагнетаемых и пластовых вод, или, как следствие, присутствие в коллекторе двуокиси углерода или сероводорода, или роста ионизации нагнетаемой воды растворением пластовых минералов (такого рода осадок трудно удалить из струйных насосов, так как он скапливается далеко от ствола скважины в результате повышения температуры или падения давления);

- коллоидная закупорка, особенно окисными соединениями железа, образованными в результате коррозии труб в присутствии кислорода в нагнетаемой воде.

В водонагнетательных скважинах развивается закупорка бактериальными остатками. Источником проблем, связанных с данными типами заводнения, является растворение кремниевых пластовых материалов под действием флюидов с высоким рН или высокотемпературных пароконденсатов. Такое растворение может способствовать обвалам слабосцементированных песчаников или повторному оседанию двуокиси кремния в отдалении от ствола скважины, где снизились щелочность и температура заводнения. Определенный объем сво-боднодвижущихся цеолитов, вызывающих нарушения, образуется даже при высоких рН и температурах вследствие химической атаки определенных глинистых минералов (каолинита и монтмориллонита). Твердые осадки отдельных видов могут также выпадать в процессе заводнения щелочью (карбонаты кальция, кремнекислый магний и двуокись кремния в аморфном состоянии).

Характерные проблемы, проявляющиеся при закачивании СО₂ в скважину, включают:

- образование органических материалов в результате контакта СО₂ с пластовой нефтью (особый тип шлама);

- оседание твердого осадка сульфата бария в кислой среде или углекислого железа - в результате взаимодействия СО₂ с соединениями железа, образованными вследствие коррозии;

- растворение карбонатных материалов и соответствующее изменение пористости.

Дополнительные причины, способствующие нарушению эксплуатационных свойств пласта, и особенно связанные с закачиванием полимера в породы, включают:

- закупоривание пор гелевыми осадками;

- смешение и миграцию мелкодисперсной фракции пласта под действием псевдопластических жидкостей.

Твердый осадок представляет собой осевшие минеральные остатки. Он может оседать в насосно-компрессорных трубах, дырах перфорации и/или в пласте. Отложение осадка происходит в процессе добычи из-за более низких температур и давлений в приствольной зоне или в стволе скважины. Твердый осадок может также образоваться вследствие смешения несовместимых вод.

Различные растворители устраняют твердый осадок в зависимости от его минералогии. Наиболее часто встречающиеся типы твердого осадка представлены:

- карбонатным осадком СаСО₃ и FеСО₃;

- СаСО₃ - это наиболее типичный тип осадка, встречается в коллекторах, богатых ионами кальция и карбоната и/или бикарбоната. Соляная кислота легко растворяет все карбонатные осадки;

- сульфатным осадком.

Сульфатные осадки встречаются, главным образом, в виде гипса (СаСО₄2Н₂О) или ангидрита (СаSО₄). Менее типичные, такие как барит (ВаSО₄) или сернокислый стронций, гораздо труднее удалить. Этилендиаминтетрауксусная кислота легко растворяет сульфат кальция. Сернокислые барий и стронций также могут растворяться в этилендиаминтетрауксусной кислоте, если температура достаточно высокая, а период контакта продолжителен: обычно 24 часа - минимальное время пропитывания осадка для скважины глубиной 4000 м с температурой на забое 100°С. Предпочтительна тетранатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, так как данный процесс растворения усиливается при слабощелочном рН; использовалась также и более кислая динатриевая соль.

Быстро растворимы в пресной воде или в очень слабокислых (НСl, уксусном) растворах:

- осадки соединений железа, например, сульфид (FeS₂) или двуокись (Fe₂O₃); соляная кислота в сочетании с восстановителем и связывающим агентом (этилендиаминтетрауксусной кислотой) растворяет такой осадок и предотвращает осаждение побочных продуктов реакции, таких как гидроокись железа и элементарная сера;

- осадки двуокиси кремния; они представлены очень тонкодисперсными кристаллизованными отложениями халцедона или аморфным опалом. Фтористоводородная кислота легко растворяет осадки двуокиси кремния; гидроокисные осадки (гидроокиси магния (Мg(ОН)₂ или кальция (Са(ОН)₂. Соляная кислота или любая другая кислота, которая может существенно снижать рН и не осаждать соли кальция или магния, может применяться для удаления такого рода осадков.

Период контактов является очень важным фактором при проведении обработки в целях удаления осадка. Основной проблемой при обработке отложений твердого осадка является обеспечение достаточного времени, чтобы кислота достигла осадка и эффективно растворила его основную массу. Обрабатывающая жидкость должна растворять большую часть осадка, только в этом случае обработка считается успешной.

Органические отложения представляют собой тяжелые углеводороды (парафины и асфальтены). Обычно они располагаются в НКТ, отверстиях перфораций и/или пласте. Несмотря на то, что механизмы образования органических отложений многочисленны и сложны, главным из них является изменение температуры и давления в приствольной зоне или в стволе скважины в процессе добычи. Тяжелые углеводородные фракции не растворяются в нефти и начинают кристаллизоваться.

Смешанные органические/неорганические отложения представляют собой смесь органических соединений и твердого осадка, ила и/или глин. В процессе миграции мелких частичек, появлению которых сопутствует увеличение поступления воды в песчаные коллекторы, смачиваются нефтью и служат участком образования центров кристаллизации для органических отложений.

В процессе добычи нефти и газа частицы могут мигрировать с флюидами и кольматировать приствольную зону. Если закупоривающие частицы образованы из коллекторской породы, то их обычно называют мелкодисперсными. Это глины (филлосиликаты с размером частиц обычно менее 4 мкм) и илы (силикаты или алюмосиликаты с размером частиц от 4 до 64 мкм). Они растворимы в смесях с фтористоводородной кислотой.

Кольматация мелкодисперсным материалом наблюдается в приствольной зоне в радиусе от 1 до 1,5 м. В песчаниках нарушение устраняется в процессе обработки кислотой, содержащей НР (грязевой кислотой различной концентрации или в сочетании с органическими кислотами и борофтористоводородной кислотой). Система с НСl обычно используется для удаления мелкодисперсного материала, вызывающего нарушения в карбонатном пласте.

2.2 ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЮ ПЗП

1. Факторы, вызывающие механическое загрязнение ПЗП:

1.1. Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов составляет 1 - 20 мм.

Закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или фильтратом цементного раствора.

Проникновение глинистого и тампонажного растворов в трещины.

Загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде.

Обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматации и суффозии (выноса мелких минеральных частиц и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций.

1.6. Кольматация пор пород ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.

2. Физико-литологические факторы, обусловленные действием пресной воды на цемент и скелет породы:

2.1. Проникновение в ПЗП фильтрата бурового (глинистого) раствора или специальных жидкостей или воды при капитальном и подземном ремонте скважин.

Закачивание воды в пласт для поддержания пластового давления.

Закачивание в пласт сбросной жидкости.

Прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт.

Прорыв закачиваемой в водонагнетательные скважины воды в ПЗП добывающих скважин.

3. Физико-химические факторы:

3.1. Проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.

Образование в ПЗП устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины с последующим взаимным диспергированием воды (фильтрата) и нефти. Этому способствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, являющихся эмульгатором. Нефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью и малой текучестью, в состоянии покоя они больше похожи на упругий гель, чем на жидкость. Из-за того, что вязкость эмульсии во много раз выше вязкости нефти, образование эмульсии в ПЗП всегда приводит к существенному снижению проницаемости пористой среды.

В водонагнетательных скважинах происходит выпадение солей в порах пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод.

4. Термохимические факторы:

4.1. Отложение АСП в скелете пород пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Этот процесс протекает при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, при длительной эксплуатации скважин и при закачивании воды в пласт.

4.2. Проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее их охлаждение, что способствует отложению солей и ухудшению проницаемости ПЗП.

4.3. Образование гидратов в газовых скважинах.

Большинство перечисленных выше факторов снижения проницаемости ПЗП действуют уже в процессе бурения и освоения скважин; они же являются определяющими при ремонте скважин.

Снижение проницаемости ПЗП происходит и при эксплуатации скважин. Из-за интенсивного выделения растворенного газа и снижения давления и температуры в призабойных зонах выдаются твердые частицы карбоната кальция, сульфата кальция и бария, т.е. образуются отложения минеральных солей (ОМС). Этому же способствуют современные методы разработки нефтяных месторождений с широким внедрением интенсивных систем заводнения и с применением поверхностных пресных и сточных вод для поддержания пластового давления. В этих условиях ОМС происходит и на подземном оборудовании. Особенно интенсивное оно при механизированных способах добычи нефти, так как именно этими способами добывается наиболее обводненная продукция.

Взвешенные твердые частицы и эмульгированная нефть, различные микроорганизмы и водоросли, содержащиеся в закачиваемых водах, загрязняют поверхности фильтрации, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта и снижают приемистость водонагнетательных скважин.

Заводнение продуктивных пластов иногда сопровождается появлением в них сероводорода, связанного с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). СВБ практически содержатся во всех поверхностных и подземных источниках воды, при закачивании которых неизбежно загрязнение ПЗП водонагнетательных скважин. Жизнедеятельность СВБ протекает без доступа кислорода. Источником энергии для их развития в нефтяном пласте служат углеводороды. Активная жизнедеятельность СВБ при разработке нефтяных месторождений снижает приемистость водонагнетательных скважин в результате выпадения в ПЗП карбонатных осадков (при замещении сульфатных ионов воды карбонатными), осадков сульфида железа (при использовании воды с большим содержанием железа) или закупоривания колониями микроорганизмов поровых каналов продуктивного пласта в ПЗП.

При капитальном ремонте скважин при изоляции каналов притока воды с задавливанием тампонажного раствора через перфорированные интервалы последние загрязняются по всей толщине. При отключении нижних пластов без применения пакера тампонажный раствор также может загрязнить соседний верхний перфорированный интервал.

Механизм загрязнения пласта рассматривался многими исследователями. Снижение проницаемости ПЗП происходит в основном за счет прохождения фильтрата (разбухание глинистых включений, образование закупоривающего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры и трещины, промытости пласта твердой фазы; блокирования порового пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воды в порах, ОМС и АСПО, а также некоторых технологических мероприятий, приводящих к поглощению жидкостей пластом.

Состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов и ЖГ при подземном ремонте, должны удовлетворять следующим требованиям:

- фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала ОМС, пенообразования в пористой среде горных пород;

- гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т. е. для предотвращения глубокой кольматации содержание частиц диаметром большим на 30 % размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5 % от общего объема твердой фазы промывочного агента;

- поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат - пластовый флюид должно быть минимальным;

- водоотдача растворов должна быть близкой к нулю.

Блокирование фильтратом отдельных пор сопровождается изменением характера межзерновой связи в породе-коллекторе, что приводит к существенному уменьшению ее прочностных свойств. Поэтому при ликвидации последствий обводнения приствольной зоны следует учитывать, что высокий уровень депрессии при освоении скважины после бурения или глушения может привести к разрушению породы в зоне проникновения фильтрата.

Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурового раствора, ЖГ и перепада давления в системе скважина - пласт.

Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это влияние в основном нейтрализуется зоной перфорации. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве нефтенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) - фильтрат и, если поверхности раздела неподвижны, теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества АСПВ проникающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор или ЖГ синтетических ПАВ. Степень загрязнения порового пространства породы-коллектора продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химическими реагентами, поступающими в пласт с фильтратом, определяется наличием в воде осадкообразующих катионов. Образующиеся нерастворимые соединения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скапливаются в водной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на границах раздела нефть - фильтрат.

Для глушения газовых скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт. Согласно правилам, минимальное превышение гидростатического давления...