1.3 Осложнения в системе «пласт - скважина»

К характерным причинам возрастания бездействующего фонда скважин, требующих капитального ремонта, в Западно-Сибирском газодобывающем регионе относятся: в сеноманских газовых скважинах – низкий дебит, приток пластовых вод и вынос песка; в неокомских газоконденсатных скважинах – низкий дебит, приток пластовых вод и негерметичность эксплуатационных колонн; в нефтяных скважинах – низкий дебит и отсутствие притока. В других регионах, например, для скважин на Астраханском ГКМ характерны негерметичности затрубного пространства и трубной головки фонтанной арматуры, вызванные интенсивным коррозионным воздействием [20].

На основании обобщения результатов известных работ [4, 5, 8, 12, 17, 19, 21, 22] разработана классификация осложнений в системе «скважина - пласт» [20], в которой рассмотрены причины, вызывающие эти осложнения, и способы предупреждения и ликвидации нарушений эксплуатационных свойств пласта на различных стадиях: от строительства скважины до вторичных методов добычи углеводородного сырья.

К основным видам осложнений при эксплуатации скважин относятся: нарушение связи в системе «пласт - скважина», НГВП, смятие и негерметичность обсадных колонн, пескопроявления и образование песчано-глинистых и газогидратных пробок.

Осложнения в системе «пласт - скважина» вызваны ухудшением естественных коллекторских свойств в ПЗП в результате взаимодействия между [20-22]:

- породами и их компонентами (карбонат-глина, песчаник-песок-пыль-глина-карбонат);

- флюидами, присутствующими в коллекторе (нефть, газ, вода);

- флюидами и твердыми веществами, проникшими в коллектор (буровой раствор, жидкости для заканчивания и ремонта скважин, фильтрат тампонажного раствора, вода для нагнетания в скважину при вторичных методах разработки).

Основные причины таких осложнений обусловлены, во-первых, свойствами пласта (низкая абсолютная проницаемость и слабая сцементированность пород) и добываемого флюида (высокая вязкость и большое содержание парафинов, асфальтенов); во-вторых, условиями и способами эксплуатации скважины (форсированный отбор флюида при больших депрессиях на пласт, органические и минеральные отложения, образование песчан-глинистых и газогидратных пробок, наличие коррозионной среды и бактерий); в-третьих, технологическими операциями, проводимыми на всех стадиях ее строительства, эксплуатации и ремонта [22].

Указанные причины оказывают большое влияние на снижение абсолютной проницаемости в результате закупоривания пор (размером от 10 до 100 мкм) твердой дисперсной фазой технологических жидкостей, применяемых при закачивании и ремонте скважин, дисперсионной средой (основой) тампонажного раствора и химических реагентов, ржавчиной и бактериями. Проникновение пресной воды приводит к набуханию и диспергированию глин и глиносодержащих пород, растворению межгранулярного цемента и деструкции скелета породы. Проникновение минерализованной воды вызывает нарушение структуры глин, слюд, полевых шпатов. При несовместимости солей и их растворов в порах образуются осадки. Снижению абсолютной проницаемости способствуют: эррозия фильтрационной (глинистой) корки в процессе циркуляции; большое избыточное давление при перфорации и длительный контакт между рабочей жидкостью и пластом; нарушение «связки» кислотой вследствие образования осаждающихся продуктов реакции и эмульсий с нефтью; диспергирующее действие ПАВ на глины; неправильно выбранный фракционный состав гравия и его смеси с песком; органические (парафины, асфальтены, гидраты) и неорганические осадки (карбонаты или сульфаты кальция, сульфаты бария, карбонаты или сульфиды железа), образующиеся в процессе эксплуатации скважины; снижение пластового давления, приводящее к увеличению напряжения в межгранулярных связях и нарушению сцементированности частиц песка; пескопроявления - за счет осаждения на забое скважины и кольматации фильтров; внедрение посторонней твердой фазы при нагнетании воды; понижение температуры, приводящее к выпадению осадков.

Снижение относительной проницаемости обусловлено повышением водонасыщенности и образованием водяных пробок; повышением поверхностного натяжения на границе раздела «вода - нефть»; внедрением воды, нефти или газа в процессе ремонта скважины; снижением пластового давления, в результате которого возрастает объем растворенного газа.

Образование эмульсий происходит, как правило, двумя различными путями: при нагнетании воды и соляной кислоты в нефтегазовый пласт или при насыщении воды нефтью (газом), что обуславливает повышение вязкости флюида. Этому способствует также понижение температуры.

Каждый из рассмотренных выше показателей и их совокупность в итоге определяют реальные значения коэффициента продуктивности скважины.

В табл. 1.1 представлены сведения о нарушениях эксплуатационных свойств пласта на различных этапах строительства скважин и разработки месторождений [22].

Для выяснения причин ухудшения добычных возможностей скважины необходимо учитывать:

- петрофизические и минералогические характеристики на основе анализа кернового материала;

- свойства флюидов на основании термодинамических исследований (PVT);

- результаты исследования скважин, включающие отбор проб флюидов из пласта, определение динамики изменения пластового давления и снижения проницаемости вследствие кольматации пласта;

- ретроспективу (бурение, заканчивание, проведенные ремонты) и условия эксплуатации.

Влияние зоны кольматации на коэффициент продуктивности IР/IР_о (отношение фактического коэффициента продуктивности к теоретическому) в зависимости от К_с/К_о (отношение проницаемости зоны кольматации к естественной проницаемости пласта) детально проанализировано в работе [21]. Например, проницаемость 10-см кольматированной зоны, составляющая 10 % от естественной, обеспечивает производительность, равную 50 % от теоретической продуктивности газовой скважины.

В то же время при увеличении проницаемости призабойной зоны на 20 %, по сравнению с естественной, производительность скважины остается практически на том же уровне.

Рекомендуемые способы предупреждения нарушений эксплуатационных свойств пласта приведены в табл. 1.2. [21].

Следует отметить, что любое вмешательство в работу скважины связано с риском снижения ее производительности. Восстановление последней может быть как эффективным (например, за счет кислотной обработки карбонизированного пласта), так и невозможным. Вместе с тем, во всех случаях процесс восстановления производительности скважины является дорогостоящим, так как включает, наряду с прямыми затратами, потерянную продукцию во время вскрытия и на протяжении всего срока эксплуатации скважины, если восстановление производительности было час­тичным. В связи с этим необходимо разрабатывать предупредительные меры на всех стадиях - от этапа проектирования скважины до ее ремонта.

Таблица 1.1

Нарушения эксплуатационных свойств пласта

на различных этапах строительства скважин и

эксплуатации месторождений

Тип и причина нарушения	Обустройство скважины				Эксплуатация месторождения
	Бурение и цементиро-вание	Заканчивание	Ремонт	Интенсификация притока	Исследование скважин испы-тателем пласта	Первичная добыча	Дополни-тельное нагнетание флюидов
Закупоривание частицами бурового раствора	•	□	х	-	Δ	-	-
Миграция тонких частиц	х	•	х	•	•	х	•
Набухание глин	•	□	х	-	-	-	□
Эмульсионно-водное блокирование	х	•	□	•	Δ	•	•
Изменение смачиваемости	□	х	х	•	-	-	•
Сниженная относительная прони-цаемость	х	х	•	х	-	□	-
Органические наслоения	Δ	Δ	х	•	-	•	-
Неорганические наслоения	□	х	•	Δ	-	•	х
Закупоривание вдавленными частицами	-	•	х	х	-	-	•
Осаждение вторичных минералов	-	-	-	•	-	-	х
Бактериальное закупоривание	□	□	□	-	-	□	•
Вынос песка	-	х	Δ	•	-	х	□
Примечание: • - наиболее сильное влияние, х - сильное, □ - умеренное, Δ - минимальное, - - нет.

Таблица 1.2

Способы предупреждения нарушений

эксплуатационных свойств пласта

Возможные нарушения	Противопоказания	Способы предупреждения
		Минимизация	Обработка пласта и оборудование забоя
Набухание чувствительных к воде минера­лов; (хлорит - смектита, гидрослюды - смектита, смектит - монтмориллонита)	Системы с чистой водой	Использование флюидов на нефтяной основе, KCl, СаС12, NH4C1	Кислотная обработка с помощью HCI/HF, правильная промывка до и после обработки
Осаждение гидроксидов Fe (за счет чувствительных к НС1: хлорита с Fe, хлорит-смектита, доломита с Fe, глуканита, пири­та, сидерита)	Системы с О2 и высоким рН	Использование кислотных систем, кислородных раскислителей	Кислотная обработка с помо­щью HCI/HF с подходящим комплексом
Осаждение флюорита (за счет чувствительных к HF: кальцита, доломита, силикатов)	Кислота HF	Использование НС1 или уксусной кислоты	Минимальный перепад давления, введение растворителя
Образование наслоений (ангидрита, барита, кальцита, гипса, галита)	Флюиды с растворенными сульфатами, бикарбонатами, кислородными раскислителями	Использование бессульфатных флюидов, замедлителей реакций образования наслоений, совместимых флюидов	Минимальный перепад давлений, введение растворителя
Миграция «тонких» частиц (доломита, гидрослюды, каолита, силикатов)	Высокие скорости течения, боль­шие перепады давления	Перфорация ниже уровня равно­весия, низкие скорости течения и малые перепады давления	Стабилизация глин или кислот­ной обработки с помощью HCl/HF, рациональная промывка до и после обработки
Вынос песка (породообразующие минералы)	Высокие скорости течения, боль­шие перепады давления	Использование низких скоростей течения, малых перепадов давле­ния	Гравийная набивка, хвостовики, фильтры с просверленными или щелевидными отверстиями, «укрепление» смолами и др.

В настоящее время для обеспечения проектных уровней добычи газа и жидких углеводородов из продуктивных залежей в ОАО «Газпром» ежегодно выполняется более 1500 различных видов ремонтов скважин, из которых чаще всего проводятся [23]:

- изоляция и ограничение зон водопритоков;

- очистка забоев и восстановление приемистости скважин;

- установка цементных мостов;

- ликвидация песчаных, песчано-глинистых, газогидратных и асфальтено-смоло-парафиновых пробок;

- приобщение дополнительных интервалов и пластов;

- физико-химическое и гидродинамическое воздействие на пласт.