Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность

Распространена конструкция скважины, в которой предусматривается спуск сплошной эксплуатационной колонны, перекрывающей весь продуктивный пласт с последующей заливкой цементом затрубного пространства. При такой конструкции забоя для сообщения пласта со скважиной в колонне против продуктивного пласта простреливают отверстия. Эта операция называется перфорацией, а применяемые для прострела аппараты — перфораторами: пулевыми, торпедными (снарядными), беспулевыми (кумулятивными). В последнее время применяют в основном беспулевую перфорацию, при которой отверстия в колонне создаются фокусированными струями газов, образующимися при взрыве кумулятивных зарядов. В данном разделе представлен гидропескоструйный метод вскрытия пласта, который позволяет производить высококачественную перфорацию колонн.

Сущность гидропескоструйной перфорации заключается в том, что на пласт, в котором нужно получить канал, через специальную насадку перфоратора с большой скоростью направляется песчаножидкостная струя, обладающая большой абразивностью. В течение короткого времени струя жидкости с песком, нагнетаемая в трубы под большим давлением (от 15 до 30 МПа и более), истекая через сопло с большой скоростью, образует прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном кольце и породе пласта.

В процессе гидропескоструйной перфорации не нарушаются цементные перемычки между пластами и не деформируется обсадная колонна. Этот метод вскрытия пласта применяют как в новых скважинах, вышедших из бурения,  так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.

Важным преимуществом гидропескоструйного  метода является его эффективность при вскрытии пластов, залегающих на больших глубинах (более 3000 м), где при пулевой и кумулятивной перфорации не получают большого эффекта.

Гидропескоструйный метод также  применяют и для выполнения следующих специальных работ в скважинах: создания глубоких кольцевых и вертикальных щелей, облегчающих образование трещин в заданном интервале пласта при гидроразрыве, солянокислотных операциях, для создания водоизолирующего экрана в пласте;

срезания обсадных, бурильных и  насосно-компрессорных труб в скважинах;

разрушения металла, цементного стакана  и твердых песчано-глинистых пробок в скважине и др.

Для создания гидропескоструйным способом круговых горизонтальных щелей или каналов в обсадной колонне, цементном кольце и породе пласта ВНИИ разработан и внедрен вращатель глубинный типа ВГ-1. Принцип его работы заключается в следующем. Жидкость, нагнетаемая в трубы, воздействует на поршень, который вместе с гайкой и стаканом опускается. Так как гайка со стаканом не может вращаться, то вращается полый вал, к которому присоединен перфоратор. Чтобы вращение проходило с нужной скоростью, подпоршневое пространство через заправочный клапан заполняется жидкостью, которая выдавливается поршнем через капилляр в межтрубное пространство. Подбирая жидкость определенной вязкости, длину и сечение капилляра, устанавливают желаемую скорость вращения перфоратора.

Такая конструкция устройства для вращения позволяет создавать в стенке скважины кольцевые или прерывистые щели в зависимости от скорости вращения, количества насадок и частоты вращения перфоратора.

Основное условие нормальной работы перфоратора — отсутствие поглощения жидкости в скважине для обеспечения циркуляции и выноса песка и частиц пород.

Гидропескоструйное вскрытие не дает должного эффекта в интервалах, ранее обработанных соляной кислотой или в которых был проведен гидроразрыв, а также при повторном вскрытии высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением или сильно обводненных.

Комплекс специально разработанных  перфораторов для беспрерывной гидропескоструйной перфорации позволяет последовательно вскрывать до пяти интервалов продуктивного горизонта без перемещения колонны насосно-компрессорных труб.

 

6.4.3. Торпедирование скважин

В ряде случаев для улучшения  притока нефти и газа к забою  эффективнее применять способ торпедирования. С этой целью в скважину спускают специальную торпеду, заряженную взрывчатым веществом — тротилом, тетрилом, гексогеном, нитроглицерином, аммонитом, динамитом и т. д. — и взрывают ее против продуктивного пласта. При торпедировании в пласте образуется каверна, от которой во все стороны расходится сеть больших и малых трещин, в результате чего резко повышается проницаемость пород в призабойной зоне и увеличивается дебит скважины.

Как правило, торпедирование проводят в скважинах с открытым забоем, для освобождения прихваченных труб, выноса с забоя металлических предметов и т. д.

С целью предохранения обсадных колонн от нарушения в процессе торпедирования над торпедой устанавливают «забойку» — жидкую (нефть, воду, глинистый раствор) или твердую (песок, глину и т. д.). Песчаные или глинистые «забойки» надежнее предохраняют колонну от нарушений, чем жидкие, но после их применения приходится производить длительные работы по очистке забоя.

6.5. Тепловые  обработки

 

Как было сказано ранее, на Приобском  месторождении тепловые методы не являются эффективными. Ниже будет рассмотрены общие сведения об этом виде обработки призабойной зоны.

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафинивания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород призабойной зоны.

При прогреве тем или иным способом скважины и призабойной зоны ее отложившиеся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.

В промысловой практике широко распространены следующие методы прогрева призабойной зоны скважин:

1) закачка в скважины нагретой  нефти, нефтепродуктов или воды, обработанной поверхностно-активными веществами;

2) закачка пара в эксплуатационные  скважины, подаваемого с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок;

3) электротепловая обработка скважин  при помощи специальных самоходных установок;

4) термохимическая обработка призабойной зоны путем закачки в скважины соляной кислоты с магнием, которая описана выше,

5) огневой прогрев специальной  горелкой, работающей на газе  или дизельном топливе.

Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание в нефти парафиновых и асфальтосмолистых компонентов; пластовую температуру и давление; содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважины; глубину залегания и мощность нефтеносного пласта, текущий дебит скважины и другие параметры. С помощью этих показателей определяют продолжительность и температуру прогрева, расход тепла, требуемого для обработки, глубину установки нагревателя и др.

 

Закачка в скважину нагретой нефти, нефтепродуктов или воды, обработанной ПАВ

Этот метод широко внедрен на многих нефтяных промыслах благодаря простоте технологии и применяемого оборудования. Обычно для закачки в скважину используют нагретую сырую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.

Применяют два варианта прогрева: 1) создание циркуляции (горячая промывка) и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При горячей промывке глубинный  насос спускают до середины интервала прогрева. Горячую нефть закачивают через затрубное пространство. Горячий нефтепродукт (нефть) вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство до приема глубинного насоса. При этом частично растворяется парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, а также вымываются парафино-смолистые вещества в призабойной зоне скважин.

Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако недостатком его является незначительное тепловое воздействие на призабойную зону.

При втором варианте закачки горячего нефтепродукта из скважины извлекают подземное оборудование и спускают насосно-компрессорные трубы с пакерами. Горячий нефтепродукт или нефть под давлением через насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт. После этого поднимают трубы с пакерами, спускают глубинный насос и вводят скважину в эксплуатацию. Горячий нефтепродукт в призабойной зоне растворяет парафино-смолистые вещества, которые при откачке выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Недостатком этого способа является необходимость остановки скважины для подъема, спуска насоса и установки  пакера. Однако закачка горячих нефтепродуктов по этому варианту более эффективна, чем по первому.

Прогрев призабойной  зоны паром

Из всех методов теплового воздействия  на призабойную зону скважин самым  эффективным является метод нагнетания в скважину перегретого водяного пара при высоком давлении (8—15 МПа). Опыт, проводимый на некоторых нефтяных месторождениях, показывает, что применение этого метода экономически оправдано с целью интенсификации добычи нефти в следующих случаях:

1) глубина залегания продуктивного  пласта не более 900—1200 м;

2) мощность коллекторов не менее 15 м;

3) вязкость нефти в пластовых  условиях выше 200 сП;

4) остаточная нефтенасыщенность  пласта перед паротепловой обработкой  не менее 50%;

5) плотность нефти в пластовых  условиях не менее 0,9—0,93 т/м³ (в отдельных случаях достигается эффективность и при более легких нефтях).

Не рекомендуется применять  паротепловую обработку на заводненных участках, так как в этом случае потребуется дополнительный расход тепла.

Наиболее благоприятными при паротепловых обработках являются режимы растворенного газа в залежи. Перед нагнетанием пара необходимо изучить характеристику скважины.

К воде, используемой для выработки  нагнетаемого в пласт пара, предъявляются повышенные требования. Во избежание отложений накипи на поверхностях нагрева сырую воду перед подачей в котел химически обрабатывают, т.е. осветляют и обессоливают в специальных фильтрах.

Целесообразно нагнетать пар в  скважину через сепаратор, установленный на выходе из парогенератора. Это обеспечивает осушку пара до 93% и более.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.6. Физические методы  воздействия на пласт

 Обработка призабойных  зон скважин поверхностно-активными  веществами (ПАВ)

Восстановление проницаемости  пород на забое скважин во многих случаях достигается при самопроизвольной очистке нефтяных скважин в процессе их фонтанирования и при создании больших перепадов давления в газовых скважинах. В малодебитных скважинах из-за небольших запасов пластовой энергии самопроизвольная очистка призабойной зоны обычно не дает ощутимых результатов. В этом случае восстановление естественной проницаемости достигается путем обработки призабойной зоны поверхностно-активными веществами (ПАВ), которые добавляют в воду при промывке скважин для удаления песчаных пробок, глушении скважин и других ремонтных работах.

При закачке в пласт ПАВ последнее адсорбируется на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть — вода и понижает поверхностное натяжение. Некоторые ПАВ, даже при небольшой концентрации, сильно снижают поверхностное натяжение воды на границе с нефтью и твердой поверхностью. Растворенное вещество в жидкости распределяется между внутренним и поверхностным слоями неодинаково. Концентрация одних веществ в поверхностном слое оказывается значительно большей, чем в таком же количестве жидкости внутри объема, в некоторых случаях может быть и наоборот. Поглощение какого-либо вещества из газообразной среды или раствора поверхностным слоем другого вещества принято называть адсорбцией. ПАВ обладает свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем концентрация их в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию ПАВ в объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходящими в поверхностных слоях, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе.

Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в том, что благодаря снижению поверхностного натяжения на границе фаз нефть — вода, нефть — газ, вода — газ (или воздух) размер капель воды в нефти (в поровом пространстве) уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее, чем крупные. Поэтому при значительном снижении межфазного натяжения на границе нефть — вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.

ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирты, фенолы, жирные кислоты и их щелочные соли — мыла и выпускаемые нефтехимической промышленностью синтетические жирозаменители и моющие вещества.

Некоторые ПАВ, помимо уменьшения поверхностного натяжения, способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшают их способность смачиваться водой. При закачке ПАВ в пласт поверхность из гидрофильной становится после адсорбции гидрофобной. Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину. Таким образом, гидрофобизация стенок поровых каналов породы пласта также способствует повышению водоотдачи и снижению водонасыщенности призабойной зоны.

В результате обработки призабойной  зоны раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается. Следовательно, при этом восстанавливается дебит скважины по нефти и уменьшается дебит воды. Раствор ПАВ влияет на удаление из поровых каналов твердых тонко- и мелкодисперсных частиц.

Технология обработки призабойной  зоны скважин растворами поверхностно-активных веществ аналогична технологии солянокислотной обработки.  Можно обрабатывать ПАВ при наличии подошвенной воды с целью предотвращения образования водяных конусов, для чего смесь водяного раствора ПАВ и нефти вводят в призабойную зону. ПАВ покрывает поверхность твердых частиц и препятствует капиллярному впитыванию воды в нефтенасыщенную зону.

По своему составу и химическим свойствам все ПАВ делятся  на два класса: ионогенные и неионогенные. Из числа ионогенных применяют сульфонатриевые соли, азолят, сульфонол, катапин и другие и из неионогенных — оксиэтилированные препараты типа ОП (ОП-4, ОП-7, ОП-10), продукты конденсации фракций угольных фенолов с окисью этилена УФЭ₈ и др.

Наиболее эффективным для увеличения нефтеотдачи эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин является неионогенное ПАВ типа ОП-10. При добавках таких ПАВ улучшаются показатели процесса вытеснения нефти водой из пористой среды; кроме того, эти ПАВ меньше связываются с породой (адсорбируются) и лучше десорбируются с ее поверхности при последующей закачке в пласт чистой воды. Таким условиям отвечает неионогенное ПАВ типа УФЭ₈, большим преимуществом которого является то, что оно полностью растворяется в хлоркальциевых водах и не дает осадка.