Уваровского месторождения

116

Применяется для изучения проницаемости призабойной зоны пласта крепких хорошо сцементированных пород -

коллекторов. С этой целью на забое скважины цементированными агрегатами (ЦА) создается давление превышающее горное давление. Это приводит к разрыву сплошности породы и образованию сети трещин. Для предотвращения смыкания образовавшихся трещин в скважину закачивают грубозернистый песок. Затем давление снижают и скважину пускают в эксплуатацию. Этот способ применяется и в карбонатных коллекторах. Здесь в качестве жидкости гидроразрыва может быть использована соляная кислота HCl. Она проникает во вновь образованные трещины,

взаимодействует с породой, в результате чего образуются каверны, новые трещины и проницаемость породы увеличивается.

4. Гидропескоструйная перфорация Этот метод применяется в случае, когда вследствие образования каверн в процессе бурения скважины создаются

большие толщины цементного камня. На забой скважины спускается специальное устройство с отверстием малого диаметра. Затем в колонну через НКТ закачивают жидкость с крупнозернистым кварцевым песком. Выходя из отверстия малого диаметра под большим давлением и высокой скоростью абразивный материал прорезает обсадную колонну и на значительное расстояние (несколько метров) внедряется в пласт, увеличивая проницаемость призабойной зоны пласта

(ПЗП).

5. Обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Применяется в том случае, когда в процессе бурения скважины или при ремонтных работах фильтрационные свойства коллектора ухудшены промывочной жидкостью. Тогда призабойная зона пласта ПЗП промывается водными растворами поверхностно-активными веществами (ПАВ). Это очищает забой от воды и глинистых частиц [2].

Консорциум « Н е д р а »

117

6. Тепловая обработка призабойной зоны пласта (ПЗП)

Применяется для удаления с забоя скважин выпавших из нефти твердых частиц: смол, асфальтенов, парафинов.

Применяется термохимическая обработка и различные нагреватели: электрические, газовые, обработка забоев скважин горячей нефтью или перегретым паром.

7. Торпедирование скважин Используется для создания в призабойной зоне пласта сети трещин. Для этого на забой спускается торпеда (заряд

взрывчатых веществ (В.В.)) и производится взрыв в интервале перфорации. Ударная волна распространяется в пласте,

образуя сеть трещин. Создание ударной волны может быть осуществлено также следующим образом: в скважину на троссе спускается баллон, в котором глубокий вакуум. С помощью цементировочного агрегата (ЦА) создается высокое давление, баллон разрушается и жидкость из ПЗП устремляется в зону вакуума, при этом призабойная зона очищается от глинистых частиц и воды [3].

Новые методы повышения нефтеотдачи пластов

1. Закачка газа высокого давления (ГВД)

Этот метод применяется при разработке залежей нефти, расположенных на глубинах более 2,5 - 3,0 км. В

нагнетательную скважину закачивается сухой газ (метан) под давлением, превышающем гидростатическое давление.

Сухой газ оттесняет нефть от забоя, однако всю нефть оттеснить он не может и оставшиеся легкие фракции нефти

(гексан и выше) испаряются и растворяются в газе. Таким образом, создается зона смешивающегося вытеснения. В этой зоне нет резкого перехода от газовой фазы к жидкой - это улучшает процесс вытеснения нефти. Эта зона под действием закачки сухого газа продвигается по пласту к забоям добывающих скважин.

Консорциум « Н е д р а »

118

2. Закачка в пласт сжиженного нефтяного газа Если пластовое давление меньше Рпл 26 - 30,0 МПа, то зона смешивающегося вытеснения создается путем закачки

в пласт сжиженного нефтяного газа, образованная оторочка сниженного газа проталкивается по пласту сухим газом.

Этого же можно достичь при закачке в пласт жирного газа, насыщенного бутано-этановой фракцией. 3. Создание внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

Применяется при разработке залежей высоковязких тяжелых нефтей, где использование традиционных методов нефтеотдачи эффекта не дает.

Вней с помощью специального устройства нефть в пласте поджигается. Горение в пласте поддерживается путем непрерывной подачи воздуха. Фронт горения непрерывно перемещается в сторону добывающих скважин. При этом сгорают 10-15% наиболее тяжелых компонентов нефти. Температура в пласте повышается при этом снижается вязкость нефти и в пласте образуется оторочка смешивающегося вытеснения. За счет высокой температуры в пласте образуется перегретый пар. При достаточном количестве пластовой воды продукты горения (СО2, СО) в ней растворяются и образуются карбонизированная вода [4].

Всовокупности все эти элементы способствуют существенному увеличению нефтеотдачи пластов.

На сегодняшний день можно выделить много способов воздействия на пласт, для достижения утвержденного коэффициента извлечения нефти, среди них можно выделить следующие основные:

−бурение и перевод новых скважин;

−кислотная обработка призабойной зоны;

−ГРП

Консорциум « Н е д р а »

119

−внедрение системы ППД

−Ремонтно-изоляционные работы

Бурение новых скважин я считаю обязательным методом, т.к. одной существующей скважиной достичь проектный КИН точно не возможно. Оптимальным считаю бурение одной скважины в месте сосредоточения максимальных толщин нефти, с последующим бурением бокового ствола. Бурение еще 2-3 скважин, экономически нерентабельно, ввиду малого значения начальных извлекаемых запасов, а одна скважина плюс один боковой горизонтальный ствол из в будущем пробуренной скважины, удовлетворят экономическим затратам по бурению, и обеспечат достижения утвержденного коэффициента извлечения нефти. Также бурение горизонтальной скважины, позволит получить дебит в среднем в 3 раза больше вертикальной скважины.[2]

Кислотная обработка призабойной зоны. (СКО). Проведение СКО применяется на карбонатных пластов, что соответствует нашему случаю, и проводится при ухудшении проницаемости призабойной зоны пласта, дает эффект по продолжительности от месяца до полугода, по дебитам жидкости все зависит от степени загрязнения ПЗП, возможны двукратные увеличения, не требует больших капитальных затрат. Рекомендую к применению, в случае падения дебита добывающих скважин, для восстановления прежнего дебита.

ППД. Внедрение системы ППД я считаю неизбежным на данном пласте, так как связь с законтурной областью слабая, и неизбежно падения пластового давления, поэтому из скважины отработанной на нефть, рекомендую переоборудовать нагнетательную скважину для поддержания пластвого давления [5].

ГРП. Проведение ГРП сомнительно на данном пласте так как рассматриваемые пласт состоит из 4 тонких прослоев,

толщиной около одного метра, ниже продуктивного пласта находится мощный водоносный пласт, высока вероятность

Консорциум « Н е д р а »

120

распространения трещины в сторону водоносного горизонта, и прорыв воды к добывающим скважинам, кроме того мероприятия требует немалых капитальных затрат.

РИР. Изоляция обводнившихся пропластков в процессе эксплуатации является неизбежным мероприятием, для эффективной разработки пластов. ПО мере продвижения закачиваемых или законтурных вод к забоям нагнетательных скважин, ввиду меньшей вязкости воды по сравнению в нефтью, в большем объеме начинается двигаться вода, тем самым увеличивается обводненность. Изоляция этих интервалов позволяет, перекрыть путь воде, и вовлечь в дреннирование другие, ранее не дреннируемые интервалы, где будет идти фильтроваться нефть. [3]

Соляно-кислотная обработка.

СКО применяется на нефтяных и нагнетательных скважинах, эксплуатирующих карбонатные и трещинновато-

поровые пласты любой толщины. В нагнетательных скважинах соляно-кислотную обработку применяют из-за уменьшения приемистости скважин или загрязнения призабойной зоны. Применяется только в карбонатных пластах.

Эффективность соляно-кислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера пород и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты планируются для каждой скважины различными параметрами.

Параметры по проведение соляно-кислотной обратоки:

−объем – 0,4–1,5 м3 на 1 м обрабатываемой мощности пласта;

−концентрация 12–16% соляной кислоты.

Проведение соляно-кислотной обработки с большим объемом

Консорциум « Н е д р а »

121

Наименьшие объемы кислоты в 0,4–1,0 м3 на 1 м пласта применяют для малопроницаемых карбонатных пород при малодебитных скважинах, концентрация раствора принимается с 15–16% соляной кислоты, а при отдельных обработках до 20% соляной кислоты.[4]

Когда применяют соляно-кислотную обработку в больших объемах (БОСКО) содержание соляной кислоты в 1 м

пласта доходит 2,5–5,0 м3, а концентрация соляной кислоты до 20-25%.

БОСКО производится большими объемами кислоты, что позволяет не только очистить призабойную зону пласта

(ПЗП), но и создать дополнительные каналы фильтрации с отдаленными зонами пласта [6].

Для песчаных или терригенных коллекторов первичные обработки рекомендуется начинать с малыми объемами раствора кислоты 0,2 – 0,4 м3 на 1 м мощности, при 5–8% концентрации кислоты.

При повторных обработках во всех случаях объем кислотного раствора постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими обработками до максимального.

Эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах зависит от глубины и степени охвата его нефтенасыщенной толщины воздействием, а также от поперечных размеров образовавшихся каналов растворения.

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону. Одним из распространенных способов обработки призабойной зоны скважины является применение соляной кислоты.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил

Консорциум « Н е д р а »

122

название соляно-кислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились [7].

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для: обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в

эксплуатацию; обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;

очистки фильтра и ПЗС от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды; очистки фильтра в ПЗС от образований, обусловленных процессами ремонта скважин; удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин; инициирования других методов воздействия на призабойную зону.

Общие требования к проведению кислотных обработок Кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности

эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками их величина может увеличиться в результате проведения солянокислотных обработок.[5]

Выбор способа очистки призабойной зоны (ОПЗ) и вида кислотных обработок осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности или приемистости скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-

коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.[6]

Технологию и периодичность проведения кислотных обработок (КО) обосновывают технологические и геологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения,

Консорциум « Н е д р а »

123

действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности, а также исходя из ранее проведенных работ по повышению нефтеотдачи пластов.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, в

которых подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны насосно-компрессорной трубы (НКТ)

технологической колонны, а также другого необходимого оборудования.[8]

После проведения кислотной очистки, скважины исследуют методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производительности скважин [1].

Существует множество технологических вариантов проведения кислотной обработки: начиная от небольших кислотных ванн и до объемных кислотных обработок с использованием потокоотклоняющих технологий. На промыслах чаще всего применяют следующие виды солянокислотных обработок:

−кислотные ванны

−кислотные обработки под давлением

−термохимические и термокислые обработки .

Консорциум « Н е д р а »