Методы интенсификации притока пластовых флюидов к забоям газовых и нефтяных скважин.

Производительность нефтяных, газовых и поглотительная способность нагнетательных скважин зависят главным образом от проницаемости продуктивных пород и вязкости нефти. Чем больше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем при прочих равных условиях больше её производительность и приёмистость. Чем меньше вязкость нефти, тем больше производительность скважины и наоборот.

Первоначальная проницаемость пород пласта в процессе бурения и эксплуатации скважины под влиянием различных причин с течением времени может ухудшиться. Так, при вскрытии продуктивного пласта в процессе бурения призабойная зона скважины закупоривается, что приводит к снижению проницаемости пород и к уменьшению притока нефти и газа.

При эксплуатации скважин проницаемость пород призабойной зоны может ухудшиться в результате закупорки пор и трещин в породе глинистыми частицами, парафинистыми и смолистыми отложениями.

В нагнетательных скважинах проницаемость призабойной зоны ухудшается в результате отложения в порах и трещинах породы механических примесей (ила, глины, окислов железа и т.д.), содержащихся в нагнетаемой воде.

Для увеличения проницаемости призабойной зоны скважин применяют методы, позволяющие очистить поры породы от различных отложений, увеличить число, размеры дренажных каналов и трещиноватость пород: торпедирование, гидравлический разрыв пласта, обработку скважин кислотными растворами, тепловые методы воздействия на призабойную зону скважин и др.

Методы повышения производительности скважин подразделяются на химические, механические, тепловые и физические.

Химические методы воздействия дают результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах сложенных плотными породами в целях увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойной зоны. Также применяются для удаления со стенок поровых каналов масла компрессоров, которое попадает туда при закачке газа на ПХГ.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважин остаточной воды и твёрдых мелкодисперсных частиц, что в результате увеличивает проницаемость пород.

Принято также условно разделять методы улучшения проницаемости скважин на 2 группы:

1. Предупреждающие ухудшение коллекторских свойств пластов.

2. Направленные на восстановление или улучшение проницаемости призабойной зоны скважин.

К методам первой группы относятся: вскрытие газоносных пластов с продувкой газом, применение буровых растворов с низкой водоотдачей и приготовленных на нефтяной основе, сокращение времени соприкосновения бурового раствора с продуктивным пластом.

К методам второй группы относятся: гидроразрыв пласта, кислотная обработка скважин, сочетание гидроразрыва пласта с кислотной обработкой, детонация в пласте или призабойной зоне пласта твёрдых или жидких взрывчатых веществ. Отечественной промышленностью разработан метод увеличения интенсификации добычи газа путём взрыва ядерного устройства.

Сущность большинства перечисленных методов одинакова как для нефтяных, так и для газовых залежей. Различия могут быть лишь в некоторых деталях технологии осуществляемого процесса воздействия вытекающих из специфики строения и свойств пластов газовых, газоконденсатных месторождений и различия условий в скважинах нефтегазовых залежей.

Механические воздействия на призабойную зону это торпедирование и гидроразрыв пласта.

Торпедирование – этот метод основан на использовании взрывчатого вещества. Взрыв длится, тысячные и миллионные доли секунды, сопровождается выделением большого количества энергии и газообразных продуктов. Например, мощность, развиваемая при взрыве килограммового заряда тротила, составляет около 44 млн. кВт. При этом в детонационной зоне возникает давление, измеряемое десятками тысяч МПа.

Эффективность торпедирования зависит от радиуса каверны, количества и глубины образовавшихся трещин. Радиус распространяющихся трещин зависит от многих факторов: свойств породы и взрывчатого вещества, размера заряда и т.д. Установлено, что в песчаниках средней крепости радиус распространения трещин не превышает 1,5 – 2 метров. Следовательно, при торпедировании возможности увеличения производительности скважин ограничены. Кроме того, применение торпед большой мощности часто приводит к нарушению конструкции скважины.

В качестве взрывчатых веществ для торпедирования используют: тротил, гексоген, нитроглицерин и др. Выбор торпеды и величины заряда определяют в каждом случае исходя из конкретных геологических условий.

Гидроразрыв пласта (ГРП) проводят с целью увеличения дебита как нефтяных, так и газовых скважин, или с целью увеличения приёмистости нагнетательных скважин.

ГРП – технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны расчленением пород пласта или расширением естественных трещин нагнетанием в скважину высоковязкой жидкости со скоростью превышающей скорость поглощения её пластов. Сущность этого процесса заключается в том, что на забое скважины при закачке вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие гидростатическое в 1,5 – 2 раза, в результате пласт расслаивается, и в нём образуются трещины. Для сохранения трещин в раскрытом состоянии в жидкость разрыва вводят крупнозернистый песок. Песок при контакте с пластом выпадает из жидкости и препятствует последующему смыканию трещин. Вязкая жидкость, заполняющая трещины частично вытесняется песком, другая часть извлекается на поверхность в процессе дальнейшей эксплуатации скважины. К породам, которые следует подвергать ГРП, относятся: плотные пески, сцементированные песчаники, известняки и доломиты.

К породам, в которых не рекомендуется проводить ГРП, относятся: глины, рыхлые пески и многие сланцы.

В зависимости от физико-геологических характеристик пласта или отдельных его объектов, технология ГРП делится на горизонтальный и вертикальный способы, в зависимости от числа – на однократный, многократный (селективный) или поинтервальный способы.

Технология однократного ГРП предполагает создание одной трещины в продуктивном разрезе скважины.

Технологические схемы многократного ГРП обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. Существует несколько различных способов многократного поинтервального ГРП:

Ø С помощью временно закупоривающих материалов (зернистого нафталина, шариков пластмассы и др.).

Ø Разобщение зоны, предназначенной для образования трещин, двумя пакерами.

Ø Путём последовательной изоляции нижележащих прослоев продуктивного пласта песчаной пробкой.

Процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов:

1. Закачки в скважину жидкости разрыва для создания трещин в пласте.

2. Закачки жидкости с песком.

3. Закачки продавочной жидкости для продавливания песка в пласт.

Для проведения ГРП выбирают скважину. ГРП не рекомендуется проводить в технически неисправных скважинах (нарушен фильтр, смята колонна) или расположенных вблизи водо и газонефтяного контура во избежание преждевременного обводнения нефтяных скважин или прорыва газа.

При выборе скважины для ГРП учитывают качество тампонажных и изоляционных работ. В случае не качественно выполненных тампонажных работ проводить ГРП не следует.

До начала работ определяют глубину забоя скважины, промывают её для удаления пробки и загрязнённых отложений. Затем в скважину на колонне НКТ спускают пакер с якорем и устанавливают его над верхними отверстиями фильтра, а устье скважины оборудуют специальной устьевой арматурой, к которой подключают насосные агрегаты для нагнетания в скважину жидкости разрыва.

Процесс разрыва пласта начинают с установления зависимости приёмистости скважины от давления нагнетания жидкости, для этого в скважину нагнетают жидкость разрыва при различных давлениях и фиксируют расход. По полученным данным строят кривые зависимости расхода жидкости от давления нагнетания, по которым определяют момент расслоения пласта, и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси, количество жидкости и рабочее давление разрыва. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором коэффициент приёмистости скважины увеличится в 3 – 4 раза по сравнению с начальным.

Если разрыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнетания, не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости с минимальной фильтруемостью. По полученным данным исследования скважины составляют план проведения процесса. В плане работ приводят геолого-эксплуатационные данные по скважине и предусматривают технологическую схему работ: глубину спуска, диаметр НКТ, применение пакера, якоря, местоположение их установки относительно фильтра, объём и качество жидкости разрыва и песконосителя, сведения о жидкости песконосителе, количество и тип продавочной жидкости, количество и фракционный состав песка, концентрация его в жидкости, ориентировочное ожидаемое давление разрыва, количество и мощность агрегатов, последовательность работ и темп закачки жидкости разрыва, песконосителя и продавочной жидкости. Расположение поверхностного оборудования и обвязка его с устьевой арматурой должны обеспечивать безопасность работ и бесперебойное проведение процесса.

Общими для рабочих жидкостей всех категорий являются следующие требования:

1. Рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта, поэтому в нефтяных скважинах применяют жидкости на углеводородной основе (высоковязкая нефть, керосин или дизельное топливо, загущённые мылами нефтекислотные эмульсии, мазут и др.).

2. Рабочие жидкости не должны содержать посторонних механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых осадков.

3. Рабочие жидкости должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.

4. Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обработки пласта в пределах времени проведения процесса.

5. Рабочие жидкости должны быть недорогими и недефицитными.

В качестве материала для заполнения трещин при ГРП, как правило, используют кварцевый песок или скорлупу грецкого ореха. Песок должен обладать достаточной прочностью и не разрушаться при сжатии трещин. Этим требованиям удовлетворяет крупнозернистые, хорошо скатанные и однородные по составу кварцевые пески. Песок не должен содержать пылевых, илистых, глинистых и карбонатных частиц. Для ГРП следует использовать пески с крупностью зёрен от 0,5 до 1 мм. Концентрация песка 400 грамм на литр.

Кислотная обработка забоев скважин применяется в следующих целях:

1. Увеличение дебитов и приёмистости скважин.

2. Очистка поверхности трубного пространства от глинистых и цементных корок.

3. Очистка призабойных зон от засоряющих фильтрационную поверхность продуктов коррозии.

4. Удаление солевых отложений.

5. Уменьшение плотности пробок на забое для облегчения их удаления.

6. Освоение и увеличение приёмистости нагнетательных скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную кислоту. Широкое её применение основано на способности растворять карбонатные породы (известняки, доломиты и доломитизированные известняки.). При воздействии соляной кислоты на известняк происходит следующая химическая реакция:

CaCO₃ + 2HCl = CaCl₂ + H₂O + CO₂

CaCO₃MgCO₃ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + CO₂

При этом 1м³ соляной кислоты концентрацией 15% способен растворить около 220 кг. известняка. Продуктами такой химической реакции являются – 52,5 м³ углекислого газа и 244 кг. хлорида кальция. Хлориды кальция и магния обладают высокой растворимостью в воде и не выпадают в осадок. Образующийся при реакции раствор хлористого кальция значительно увеличивает вязкость отработанного кислотного раствора. С повышением концентрации соляной кислоты вязкость раствора возрастает, а это в свою очередь требует более высоких пластовых давлений для вытеснения отработанного раствора. Поэтому на практике редко применяют кислоты с концентрацией более 15 %. Обычно на 1 метр обработки толщины пласта расходуют от 0,4 до 1,5 м³ раствора соляной кислоты. При кислотной обработке скорость реакции прямо пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению.

При обработке пласта, соляная кислота реагирует с породой, как на стенках скважины, так и в пористой среде. При чём диаметр скважины практически не увеличивается. Наибольший эффект даёт расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Под действием кислоты способны образовываться узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличивается область дренирования скважины и их дебиты. Поэтому соляно-кислотная обработка в основном предназначена для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния. В целях расширения каналов и улучшения их гидродинамической связи, а также для очистки порового пространства от илистых образований. При солянокислотной обработке стенки скважины, в пределах продуктивного пласта (кислотная ванна), растворяющему действию кислоты подвергаются не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины.

Механизм такого процесса заключается в химическом растворении загрязняющих материалов или отдельных компонентов этих материалов, реагирующих с кислотой. В результате такого воздействия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их распад с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность при промывке скважины.

Кроме соляной кислоты применяют смесь соляной кислоты с плавиковой кислотой, иначе называемую глинокислотой. Такая кислота способна растворять силикатные породы в результате химических реакций:

SiO₂ + 4HF = 2H₂O + SiF₄

CaCO₃ + 2HF = CaF₂ + H₂O + CO₂

Соляную кислоту применяют для обработки коллекторов, представленных карбонатными породами. Глинокислоту используют для обработки коллекторов с невысоким содержанием карбонатов. При этом во избежание вторичного отложения нерастворимого фтористого кальция, в пласт предварительно необходимо закачивать буферный объём соляной кислоты для растворения карбонатов.

Соляная кислота применяется трёх типов:

1. Синтетическая – она имеет концентрацию 31% соляной кислоты, кроме того, в ней содержится железо и серная кислота.

2. Техническая кислота 1 сорт – в ней соляной кислоты содержится не менее 27,5%, железа – 0,03%, серной кислоты – 0,4%.

3. Техническая кислота 2 сорт – содержит соляной кислоты 27,5%, железо – не нормируется, серной кислоты – 0,6%.

Для уменьшения вредного воздействия соляной кислоты на технологическое оборудование в неё добавляют специальные вещества – ингибиторы.

Защитные свойства ингибиторов заключаются в том, что в результате адсорбции их молекул, ионов или коллоидных частиц, на катодных участках металла образуется положительно заряженный слой, препятствующий соприкосновению молекул водорода с металлом и разряду ионов водорода электролита.

В качестве ингибиторов применяются различные вещества – ПАВ, уникол, катапин, формалин и др. Активным ингибитором замедлителем реакции между породой и кислотой является натриевая соль. При вводе натриевой соли в количестве 0,5 % по объёму в раствор кислоты, скорость реакции снижается в 2,7 раза. В результате реакции серной кислоты, имеющейся в небольшом количестве в товарной соляной кислоте, с известняками может выделяться осадок в виде кристаллического гипса. Для предупреждения этого явления в кислоту добавляют хлорид бария, который при реакции с серной кислотой образует сернокислый барий, выпадающий в осадок:

H₂SO₄ + BaCl₂ = BaSO₄ + 2HCl.

Кроме того, в серной кислоте содержится значительное количество окислов железа, которые при отработке скважины могут выпадать из раствора в виде хлопьев, и эти хлопья закупоривают поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворённом состоянии, применяют стабилизаторы. В качестве такого стабилизатора чаще всего используют уксусную кислоту. В зависимости от содержания окислов железа добавка уксусной кислоты составляет 0,8 – 1,6 % от объёма разведённой соляной кислоты.

Эффективность кислотной обработки призабойной зоны зависит от глубины проникновения раствора, особенно в плотные участки пласта с низкой пористостью, и полноты удаления продуктов реакции при последующем освоении скважины.

В целях увеличения проникающей способности раствора в поры пласта и возвращения продуктов реакции, в раствор кислоты добавляются ПАВ. ПАВ, вводимые в раствор кислоты, снижают поверхностное натяжение кислоты и продуктов реакции.

Порядок приготовления раствора следующий: в ёмкость для приготовления раствора сначала наливают воду, затем добавляют ингибиторы-стабилизаторы, затем вводят техническую соляную кислоту, затем хлористый барий и, наконец, ПАВ.

Для приготовления рабочего раствора соляной кислоты в ёмкость заливают воду, но не в полном расчётном объёме, а на 100 – 200 литров, на каждый м³, меньше. Затем добавляют полный расчётный объём соляной кислоты и все добавки, и только после этого заливают расчётный объём плавиковой кислоты и доливают оставшуюся часть расчётного объёма воды.

Кислотная ванна предназначена для удаления глинистой корки и очистке перфорированной зоны скважины. Для различных условий применяют 2 вида ванн:

1. Без воздействия давления.

2. Под давлением.

В первом случае кислотная ванна применяется для очистки глинистой корки и перфорированной части скважины. Эта ванна устанавливается перед обработкой призабойной зоны или перед ремонтными работами.

Во втором случае предусмотрена следующая технология:

1. Скважину промывают до забоя пресной или минерализованной водой, водным раствором ПАВ, слабым водным раствором соляной кислоты, водным раствором хлорида кальция, конденсатом, дизельным топливом, меловым раствором.

2. Закачивают кислотный раствор в скважину в объёме необходимом для перекрытия вскрытой части пласта.

3. Осуществляется промывка скважины от продуктов реакции водой, конденсатом или слабым раствором кислоты.

Простая кислотная обработка проводится в целях воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения бурового раствора или его фильтрата. Технология таких обработок включает в себя следующие операции:

1. Интенсивная промывка забоя и фильтра в целях предварительной очистки фильтра для последующего воздействия кислотой.

2. Кислотная ванна, для разрушения и удаления глинистой корки, а также очистки устья трещин.

3. Промывка забоя и фильтра скважины после выдержки кислоты на реакции.

4. Закачка и продавка в пласт запроектированного объёма кислоты.

5. Освоение скважины и ввод её в эксплуатацию.

Массированная кислотная обработка проводится в целях воздействия на пласт кислотой в радиусе до нескольких десятков метров. Технология её проведения та же, что и при простой обработке. Удельные объёмы кислоты берутся максимальными.

Поинтервальная кислотная обработка проводится в скважинах с любой конструкцией забоя в тех случаях, когда на вскрытой толщине пласта требуется обработать определённый интервал. Технология проведения обработки включает в себя следующие операции:

1. Глушение скважины.

2. Установка башмака фонтанных труб у подошвы, намеченного к обработке пласта.

3. Заполнение фонтанных труб и продуктивной части скважины высоковязкой жидкостью.

4. Продавка вязкой жидкости кислотным раствором через фонтанные трубы при открытой затрубной задвижке, т. е. кислотный раствор, закачивается до заполнения НКТ и ствола скважины в выбранном для обработки интервале.

5. Закачка кислотного раствора в пласт для реагирования с породами.

6. Замена высоковязкой жидкости на промывочную.

Глинокислотная обработка производится в терригенных коллекторах с низким содержанием карбонатных пород для увеличения проницаемости пласта. Глинокислотные растворы применяют для кислотных ванн, простых, массированных, направленных и других обработок пласта. Для определения состава кислотных растворов и метода обработки необходимо предварительное проведение лабораторных экспериментов и промысловых опытов. Такие обработки осуществляются по двум методикам. В соответствие с первой из них, вначале закачивают соляную кислоту, а затем глинокислоту, для исключения контакта отработанной соляной кислоты с плавиковой, при котором неизбежно образование осадков фтористого магния. Объём соляной кислоты должен превышать объём глинокислоты в 2,5 – 3 раза.

Согласно второй методике вначале закачивают соляную кислоту, затем извлекают продукты реакции, и потом закачивают глинокислоту.

При обработке растворами кислот, скорости их закачки, особенно скорости закачки соляной кислоты должны быть минимальными, для возможно более полного освобождения от карбонатов области пласта, в который закачивают глинокислоту. Технология обработки глинокислотой должна исключать продолжительный контакт с металлом труб. С этой целью, при низкой приёмистости пласта, закачку и продавку кислоты следует производить порциями, размещая каждую порцию в пределах фильтра.

Если в результате лабораторных и промысловых исследований будет установлено, что применяемая кислота при любой концентрации разрушает скелет пласта, то в этом случае, вместо кислотной обработки проводят ГРП нейтральной жидкостью. Если после проведения всех мероприятий по улучшению вскрытия карбонатного пласта, очистки фильтра и увеличению приёмистости пласт кислоту не принимает при давлениях допустимых для колонны, то в этом случае проводят гидрокислотный разрыв.