Методы увеличения проницаемости призабойной зоны и область применения
В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость—нефть, вода и газ проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода — через ПЗС нагнетательных скважин.
Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.
Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.
Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.
Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.
Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.
Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.
Гидравлический разрыва пласта.
Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) заключается в том, что в скважину под высоким давлением, превышающим гидростатическое в 1,5-3,0 раза, закачивают жидкость, в результате чего в призабойной зоне пласта раскрываются существующие трещины или образуются новые. Для предупреждения этих трещин в них вводят крупнозернистый песок и снижают давление до забойного. В результате увеличивается проницаемость призабойного пласта или соединяются посредством этих трещин высокопроницаемые участки пласта со стволом скважины и продуктивность ее резко повышается.
Механизм ГРП заключается в том, что при закачке в пласт жидкости она прежде всего проникает в высокопрницаемые трещиноватые участки пласта и давления в них сильно возрастают. В результате возникают перепады давлений между высоко- и
низкопроницаемыми участками пласта, и в высокопроницаемых участках происходит раскрытие существующих или образование новых трещин.
Рабочие жидкости используемые при гидравлическом разрыве пласта, разделяются на жидкость разрыва, жидкость песконоситель и продавочную жидкость. Рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость пород пласта, не должны содержать в своем составе посторонних механических примесей и при соединении с пластовыми жидкостями и породами давать нерастворимых осадков, не должны вызывать набухания глинистых включений пород пласта при проведении ГРП на нефтяных и газовых скважинах применяют жидкости на углеводородной основе: нефть, дизельное топливо, керосин, загущенные нафтенами, а на нагнетательных скважинах- на водной основе: воду растворы сульфитспиртовой барды (ССБ), загущенные растворы кислот и др.
Процесс ГРП проводится в 3 стадии: закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в призабойной зоне пласта; введение в полученные трещины крупнозернистого песка для сохранения их в открытом состоянии; закачка продавочной жидкости для введения оставшегося в насосно- компрессорных трубах песка в трещины пласта.
Торпедирование скважин
Торпедирование, проводимое для улучшения притока нефти и газа в скважины, состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину м взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуются каверны, увеличивающие диаметр скважины, и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении. Для торпедирования применяют взрывчатые вещества бризантного или дробящего типа. К ним относятся: ВВ из нитросоединений ароматического ряда- тротил, тетрил, гексоген; из нитратов или эфиров азотной кислоты - ТЭН, нитроглицерин и др.; из смесей и составов- аммониты и динамиты.Наиболее распростронены торпеды фугасные, шнурковые, кумулятивные осевого действия и кумулятивные труборезы. Торпеды чаще всего взрывают в скважинах с открытым забоем. Для предохранения обсадных труб от разрушения н6ад торпедой устанавливают пробку- жидкую или твердую. в качестве жидкой пробки используют нефть, воду или глинистый раствор, в качестве твердой- песок, глину или цемент.
Тепловое воздействие на призабойную зону
При прогреве призабойной зоны парафиносмолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне. Кроме того, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.
Призабойную зону прогревают при помощи скважинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепрдуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия, описанного выше.
Электротепловая обработка призабойных зон скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель- тросе.
Недостатком неподнасосного варианта является то, что за время спуско-подъемных операций призабойная зона снова остывает и парафин вновь затвердевает.
Закачку в скважину горячих жидкостей нефти, газового конденсата, керосина, дизельного топлива или же воды с добавками ПАВ или без них) обычно проводят для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны. Жидкость в объеме до 15-30 м3 нагревают до температуры 90-950 С паром от паровой передвижкой установки (ППУ), а затем с помощью насоса закачивают в скважину.
Применяют два варианта закачки: создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы скважинного насоса и продавливание жидкости в призабойную зону.
Первый вариант более прост по своему осуществлению, так, как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах выкидной линии, призабойная зона скважины практически не прогревается.
Закачка горячей жидкости в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.
Паротепловая обработка призабойной зоны скважин
Перегретый пар нагнетают в скважину в течении 10-12 сут, после чего устье скважины закрывают на 2-5 сут, для передачи тепла в глубь пласта и эксплуатацию скважины возобновляют.
Как показала практика, для получения хорошего эффекта от партепловой обработки в скважину необходимо закачивать не менее 1000 т пара.
Этот метод обработки призабойной зоны, называемый циклическим паротепловым методом обработки, дает хорошие результаты на скважинах, эксплуатирующих пласты с тяжелой, высоковязкой нефтью, или на скважинах, резко снизивших продуктивность из-за закупорки пор парафиносмолистыми отложениями.
Закачка в скважину поверхностно-активных веществ.
В призабойную зону через НКТ передвижными насосными агрегатами закачивают концентрированный раствор ПАВ (до 5 %), затем закачивают слабоконцентрированный раствор в таком количестве, чтобы все пористое пространство намечаемой зоны обработки было заполнено активным раствором ПАВ. В качестве растворителя обычно используется нефть.
Объем раствора берут из расчета 0,8-2 м3 на 1 м толщины пласта, что обеспечивает глубину по радиусу в 0,5-2,0 м.
Эксплуатация скважины возобновляется через 2-3 сут после закачки в пласт раствора ПАВ. Это метод обработки применяют в скважинах, в которых в процессе эксплуатации проницаемость призабойной зоны резко ухудшилась из-за попадания в нее посторонней воды или фильтрата глинистого раствора.
Термогазохимическое воздействие на призабойную зону пласта
Сущность термогазохимического воздействия (ТГХВ) заключается в том, что в скважину на кабеле спускают устройство с пороховыми зарядами типа АДС- аккумуляторы давления скважин- и проводят "медленный взрыв" против продуктивного пласта. Скорость горения порохового заряда в зависимости от его количества (15,20,100,150 кг.) составляет 6,12,18 с. При этом образуется 830-850 м3 газа на 1 кг пороха и выделяется 3420-5555 кДж тепла.
В скважине могут развиваться давления 30-100 МПа и более, при которых раскрываются трещины или создаются новые трещины в пласте. Максимальная температура в центре горения заряда может достигать 35000 С, но за счет достаточно хорошей теплопроводности колонны, жидкости и породы температура среды на стенке скважины быстро выравнивается и не превышает 250-7000 С.
При сжигании порохового заряда наблюдается импульсный характер выделения тепловой энергии и перенос тепла совмещается с интенсивным движением нагретых жидкостей и газообразных продуктов горения по порам и трещинам в глубь продуктивного пласта, которые и расплавляют отложения парафина и асфальтосмолистых веществ и выпаривают связанную воду.
.
Рисунок 1 – Воздействие волн на призабойную зону скважины
1 - продуктивный пласт, 2 - добывающая скважина, 3 - интервал перфорации, 4 - призабойная зона пласта, 5 -загрязнение призабойной зоны (скин-эффект), 6 - волновой генератор, 7 - волны излучения, 8 - вынос загрязнений из пласта
В скважину на глубину продуктивного пласта напротив перфорации опускается волновое устройство (генератор), который создает волны давления необходимых параметров. Научный центр является разработчиком целой гаммы генераторов разных размеров и способных работать с различным скважинным оборудованием. Генераторы, спускаемые в скважины, не имеют подвижных частей и за годы эксплуатации зарекомендовали себя как весьма надежные устройства.
Волны давления, источником которых является генератор, проникают в призабойную зону скважины и способствуют ее очистке от загрязняющих коллектор твердых частиц, а также обеспечивают интенсификацию течения флюида по порам в необходимом направлении.
В результате работы генератора производится очистка призабойной зоны, как схематично проиллюстрировано на рисунке 1. Подключение генератора к скважине осуществляется с помощью насосно-компрессорных труб (либо может быть использован coiled tubing). Для функционирования генератора необходим насосный агрегат. Обычно используется агрегат, используемый для цементирования скважин, либо агрегат coiled tubing. Схема подключения для случая обработки призабойной зоны добывающей скважины иллюстрируется рисунком 2. Обработка осуществляется путем прокачки нефти или дизельного топлива через генератор.
Рисунок 2. Схема ОПЗ.
1 - емкость с жидкостью, 2 - насосный агрегат, 3 – НКТ, 4 – скважина, 5 - интервал перфорации, 6 - волновой генератор
В случае обработок призабойных зон нагнетательных скважин через генератор прокачивается вода. В этом случае выбирается не циркуляционная (показанная на рис.2), а прямоточная схема. В качестве насоса выбирается агрегат поддержания пластового давления. Волновой генератор в этом последнем случае может устанавливаться на длительный период, превышающий несколько месяцев.
Электровоздействие на продуктивный пласт
Весьма перспективной является технология электровоздействия на продуктивный пласт, разработанная В.И. Селяковым. Данная технология первоначально была разработана и использовалась в 70-х и начале 80-х годов для интенсификации добычи урана из скважин методом подземного выщелачивания. В начале 80-х годов она была адаптирована для восстановления дебита артезианских скважин. Затем в рамках Государственной научно-технической программы "Недра России" на базе ранее созданных технологий была разработана технология электрообработки нефтяного пласта. В отличие от предыдущих технологий она позволяет не только увеличивать проницаемость в призабойной зоне скважин (в радиусе до 10м), но и управлять фазовыми проницаемостями, что дает возможность снижать обводненность скважин вплоть до нуля, отсекать газовые конусы и т.д.
Технология основана на эффектах изменения структуры пустотного пространства микронеоднородной среды и пространственных структур фильтрационных потоков в результате пропускания через продуктивный пласт солитоноподобных (слабо затухающих) импульсов электрического тока. Локализация плотности тока в тонких капиллярах, лимитирующих скорость фильтрации в среде, дает возможность (за счет микровзрывов) увеличивать поперечное сечение капилляров таким образом повышать проницаемость в призабойной зоне. Использование электрокапиллярного эффекта (изменение поверхностного натяжения на разделе двух фаз под воздействием электрического поля) позволяет сдвигать фазовое равновесие в среде и повышать фазовую проницаемость для нефти с одновременным снижением фазовой проницаемости для воды. После такого воздействия в результате изменения пространственной структуры фильтрационных потоков в среде обводненность скважин может резко снижаться на длительный период (до трех лет и более).
Для реализации указанных эффектов используется специальная электронная аппаратура, позволяющая подводить солитоноподобные импульсы электрического тока к продуктивному пласту непосредственно через обсадную колонну или опущенный в скважину кабель. В процессе работы идет корректировка воздействия на пласт по специальной программе с использованием информации об изменениях параметров пласта в процессе его электрообработки .
Увеличение нефтеотдачи пластов на основе применения алкилированной серной кислоты
В основе применения алкилированной серной кислоты (АСК) для повышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем флюиды с образованием анионоактивных ПАВ. В результате закачки АСК улучшаются нефтевымывающие свойства закачиваемой в пласт воды, увеличивается ее локальная эффективная вязкость, что приводит к повышению микро- и макроохвату пласта вытеснением; происходит выделение значительного количества тепла и увеличение проницаемости призабойной зоны.
Технология заключается в создании оторочки концентрированной серной кислоты перед фронтом закачиваемой воды.