Уваровского месторождения

124

Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НСl) и фтористо-водородную (HF) кислоты.

Современные кислотные композиции, кроме соляной или глино-кислоты, содержат целый ряд компонентов,

выполняющих различные функции, в том числе добавки поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции.

При солянокислотной обработке кислота растворяет карбонатные породы — известняки, доломиты,

доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСl2) и хлористый магний (МgС12), вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность. Образующийся при реакции углекислый газ (СО2) также легко удаляется на поверхность.[8]

Технологически закачка кислоты в скважину выглядит следующим образом: колонну НКТ спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество соляной кислоты с добавками ПАВ, или специальную кислотную композицию, а затем без остановки продавочную жидкость. После ее закачивания в объеме, равном объему НКТ,

закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства. По истечении расчетного времени реагирования скважину промывают через затрубное пространство водой (обратная промывка) или нефтью через НКТ (прямая промывка). В нефтяных добывающих скважинах при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть.

Динамические обработки проводятся аналогично, но без выдержки кислоты на реакцию.

Консорциум « Н е д р а »

125

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект получают при расширении поровых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.[9]

Гидроразрыв пласта.

Гидроразрыв пласта один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода,конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины.

После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов,

извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов.

Технология осуществления ГРП при добыче нефти включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии, как правило в

Консорциум « Н е д р а »

126

терригенных коллекторах используется расклинивающий агент — проппант, в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. Однако и в карбонатных коллекторах может быть использован проппант.

При добыче нетрадиционного газа ГРП позволяет соединить поры плотных пород и обеспечить возможность высвобождения природного газа. Во время проведения гидроразрыва в скважину закачивается специальная смесь.

Обычно она на 99 % состоит из воды и песка (либо пропанта), и лишь на 1 % — из химических реагентов. Состав химических веществ открыт. Среди них, например, гелирующий агент, как правило, природного происхождения,

например гуаровая камедь (более 50 % от состава хим. реагентов), ингибитор коррозии (только при кислотных ГРП),

понизители трения, стабилизаторы глин, химическое соединение, сшивающее линейные полимеры, ингибитор образования отложений, деэмульгатор, разжижитель, биоцид (химреагент для разрушения водных бактерий),

загуститель.

Для того, чтобы не допустить утечки жидкости для ГРП из скважины в почву или подземные воды, крупные сервисные компании применяют различные способы изоляции пластов, такие как многоколонные конструкции скважин и использование сверхпрочных материалов в процессе цементирования.[10]

Поддержание пластового давления.

В настоящее время в нефтяной промышленности для повышения нефтеотдачи пластов используются мероприятия по поддержанию пластового давления (ППД). В мировой практике наиболее широкое распространение получил метод,

основанный на закачивании в пласт воды через нагнетательные скважины, расположенные с нефтяными в определенном порядке. Многочисленные долговременные экспериментальные исследования показывают, что наилучшей средой для закачивания в нефтяные пласты является подземная минерализованная вода. При этом достигается не только основная

Консорциум « Н е д р а »

127

задача - поддержание пластового давления, - но и повышается нефтеотдача (на 5…10 % по сравнению с закачиванием в пласт пресной воды).

Основные преимущества использования подземных вод, в отличие от пресных поверхностных, в качестве среды для закачивания в нефтяные пласты, следующие:

-лучшие нефтевымывающие свойства подземных вод; причем, чем выше температура и минерализация закачиваемой подземной воды, тем выше коэффициент вытеснения нефти;

-отсутствие разбухания глинистых частиц пласта, т. е. сохранение проницаемости пласта. При закачивании же пресных поверхностных вод за счет разбухания глинистых частиц проницаемость пласта уменьшается в несколько раз;

-использование минерализованных вод позволяет экономить пресную воду озер, рек, грунтовые пресные воды.

Задачи охраны окружающей среды также диктуют необходимость применения подземных вод.

Вместе с тем, обобщение накопленного мирового опыта использования подземных вод при закачивании их в нефтяные пласты выявляет следующие основные проблемы:

1.Наличие в подземных водах растворенного газа (в т.ч., кислорода) нередко приводит к кавитационным срывам насосов, которые закачивают воду в пласт. Наличие газа способствует ускоренному процессу кавитационной эрозии элементов проточной части насосов.

2.Наличие в подземных водах кислорода способствует поддержанию жизнедеятельности сульфато восстанавливающих бактерий. Вследствие этого в состав подземных вод входит значительное количество сероводорода,

наличие которого отрицательно сказывается на показателях надежности насосного оборудования (приводит к

интенсивному коррозионному износу элементов проточной части).

Консорциум « Н е д р а »

128

3. В некоторых районах подземные воды залегают в пластах рыхлых песков. Как следствие, при подъеме на поверхность песок, содержащийся в перекачиваемой воде, попадая в проточную часть насосного оборудования,

способствует ускоренному механическому изнашиванию последней.

Указанные проблемы значительно усложняют использование подземных вод в качестве среды для закачивания в нефтяные пласты.

Кроме показателей надежности, важным показателем качества работы любой станции ППД является также энергетическая эффективность используемого оборудования, которая определяется режимами работы наиболее энергоемких устройств станции, в данном случае - скважинных насосов для подъема жидкости из пластов и насосов для закачивания жидкости в пласты.

Ремонтно-изоляционные работы:

РИР (ремонтно-изоляционное цементирование) — это процесс закачки цемента под давлением в проблемное пространство скважины. РИР может проводиться в любое время на протяжении срока эксплуатации скважины: на этапе бурения, заканчивания или разработки скважины. Однако в любом случае эта операция выполняется для устранения проблемы и ставится задача закачки требуемого количества цемента (или другого уплотняющего вещества) в нужное место. В зависимости от решаемой проблемы, ремонтно-изоляционное тампонирование цементным раствором может производиться под давлением, более высоким или более низким, чем градиент давления вскрытого скважиной пласта

(РИР высокого давления и РИР низкого давления).

РИР цементным раствором обычно производится в следующих целях:

− Изоляция зон поглощения циркуляции

Консорциум « Н е д р а »

129

−Ликвидация утечек в обсадной колонне

−Исправление некачественного первичного цементирования (например, неполное перекрытие интервала или недостаточная высота подъема цемента)

−Изменение водонефтяного или газонефтяного фактора путем изоляции зоны прорыва воды/газа

−Ликвидация непродуктивного или истощенного интервала или целой скважины.

−Изменение профилей нагнетания

Актуальность обсуждаемой проблемы очень значительна для нефтегазодобывающих организаций в Российской Федерации. Общеизвестно, что обводнение скважин при эксплуатации – это нарастающий фонд бездействующих скважин для добывающих предприятий, требующих очень немалых затрат по реанимированию.

Соответственно, стремление продлить жизнь скважинам, выполнить условия лицензий на добычу при разработке месторождений практически всегда становятся прерогативой при формировании бизнес-планов. Имеется немало используемых методов ограничения обводнения скважин, в той или иной форме успешные с различными сроками эксплуатации на приемлемых режимах добычи или зачастую вовсе безрезультатные.

Зачастую, по заключениям ГИС, обводнение продуктивных горизонтов происходит по негерметичному цементному кольцу за эксплуатационной колонной (если этот цемент там был и еще присутствует) с подстилающих водоносных горизонтов. Сколько бы не говорили о возникающих «депрессионных воронках» вокруг ствола скважины в интервале продуктивного пласта, это обводнение в большей степени – результат чрезмерной депрессии в процессе добычи. В таких ситуациях любой флюид пойдет по пути наименьшего сопротивления, т. е. по кольцевому пространству, где уже

Консорциум « Н е д р а »

130

никаким Дарси (показатель проницаемости) и не пахнет – это хороший канал, с производительностью, достигающий нескольких сотен м3 в сутки.[11]

Заколонные перетоки скважинных флюидов возникают, как правило, «рукотворно». Мы сами волей или неволей разрушаем цементный камень, начиная уже с операции опрессовки, затем перфорации обсадных колонн; или при любых скважинных операциях, связанных с вращением спускаемого инструмента в эксплуатационной колонне (разрушение цементного камня за счет биения инструмента о стенки колонн); или в процессе проведения гидроразрыва пластов,

соляно-кислотные обработки, да и элементарное, со временем, корродирование цементного камня и т. д. К сожалению,

на сегодняшний день этого практически невозможно избежать.

Никоим образом не претендуя на исключительность предлагаемой технологии, исходя из острой необходимости ликвидации межпластовых перетоков (в т. ч. обводнение скважин) предлагается технология изоляции пластов методом устранения самого рискованного контакта на предмет перетока в кольцевом пространстве: цемент – стенка обсадной колонны. Предлагаемая технология по своей простоте и результативности скорее проходит не как ограничение водопритока, а как отсечение канала миграции флюидов.

Патент [12] описывает способ изоляции и ограничения водопритока в скважины. Способ может быть использован при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам на основе полимерных композиций,

отверждаемых в пластовых условиях для изоляции и ограничения водопритока и может быть использовано при

Консорциум « Н е д р а »

131

изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых

соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Воснову предложенного изобретения положена задача создания способа изоляции и ограничения водопритоков как

вдобывающих, так и в нагнетательных скважинах, позволяющего применять его в различных геолого-геофизических,

термобарических условиях и минерализации пластовых вод.

Поставленная задача решается так, что в способе изоляции и ограничения водопритоков в скважины, включающем закачку в скважину изоляционного материала на основе отверждаемого в пластовых условиях полимера, продавку его и выдержку на время отверждения и набора прочности, в качестве изоляционного материала используют композицию на основе синтетической смолы.

Патент [13] описывает способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам.

Изобретение относиться к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу селективной изоляции водопритока к добывающей нефтяной скважине с использованием гелеобразующих составов. В способе селективной изоляции водопритока к добывающей нефтяной скважине закачиванием гелеобразующего состава, полученного смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, в качестве соли алюминия используют пентагидроксохлорид алюминия, а указанное смешение осуществляют путем введения карбамида в полимер-

коллоидный комплекс, полученный смешением водного раствора полиакриламида с водным коллоидным раствором пентагидроксохлорида алюминия при следующем соотношении компонентов, в мас.%: пентагидроксохлорид алюминия

3-6, поли-акриламид 0,25-0,5, карбамид 7-14, вода - остальное. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта.

Консорциум « Н е д р а »