Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на
 Скачать 1.78 Mb.
|
|
Наименование компонента Концентрация, % масс. Соляная кислота (HCl) 1,5 Муравьиная кислота (HCOOH) 12 Бифторид аммония (NH 4 F∙HF) 0,5 Эриторбат натрия 1,5 Гидрофобизатор «ГФ-15» 0,1 Ингибитор коррозии «ИКУ-118» 0,05 Вода Остальное Двухступенчатая обработка карбонатных песчаников является наиболее целесообразной. Данный процесс осуществляется следующим образом: сначала в пласт закачивают раствор соляной кислоты, после этого закачивают раствор глинокислоты. При проведении обработок глинокислотой необходимо удалять с призабойной зоны продукты химических реакций, чтобы избежать ухудшения проницаемости продуктивных пластов [7]. 2.2.3 Технология и техника проведения простых кислотных обработок Очистка забоя и стенок скважины является главным этапом при подготовке скважин к проведению кислотных обработок. В случае, если продуктивный пласт обсажен колонной, осуществляется очистка забоя скважины от загрязняющей пробки. В процессе подготовительных работ 25 извлекают штанги, допускают фильтр до подошвы пласта, на котором планируется проведение кислотной обработки, готовят рабочий кислотный раствор определенных объема и концентрации, также перед началом работ необходимо определить статический уровень, скорость накопления уровня, коэффициент продуктивности и др. Объем раствора кислоты рассчитывается индивидуально для каждого месторождения и скважины, при этом учитываются данные о радиусе призабойной зоны, пористости, проницаемости и химико-минералогическом составе призабойной зоны. Типовая технология проведения простых кислотных обработок включает в себя следующее: 1. Подъем подземного оборудование и промывка забоя скважины методом обратной промывки; 2. Спуск пакера на НКТ и последующая повторная промывка скважины водой, ниже пакера спускается «хвост» НКТ; 3. Опрессовка пакера на полуторакратное давление, ожидаемое при закачке кислоты; 4. Закачка раствора кислоты с концентрацией 12-15% в скважину насосными агрегатами через НКТ и продавка в пласт водой; 5. Закрытие скважины на реагирование на 16-24 часа; 6. Срыв пакера и промывка скважины после реагирования; 7. Пуск скважины в работу. 26 Рисунок 2.1 – Схема обвязки наземного оборудования при проведении простых кислотных обработок На рисунке 2.1: 1 – кислотный агрегат; 2 – вспомогательный насосный агрегат; 3, 6 – емкость; 4, 7, 8 – стационарная емкость; 5, 10 – насос; 11 – скважина. Исходя из гидродинамического состояния скважины к моменту обработки определяются порядок и гидравлические условия закачки рабочих кислотных растворов. Это необходимо для того, чтобы кислота в затрубном пространстве поддерживалась в пределах выбранного для обработки интервала ствола скважины, так как нарушение данных условий приведет к подъему кислоты выше верхних отверстий перфорации и, как следствие, рабочий раствор не поступит в обрабатываемый пласт [11]. 2.2.4 Пенокислотная обработка скважин Метод пенокислотной обработки применяется для обработки продуктивного коллектора с целью повышения продуктивности скважин и улучшения характеристик призабойной зоны. По сравнению с обычными кислотными обработки данный метод обладает большей эффективностью, что можно объяснить тем, что при совместном воздействии пены и кислоты уменьшается скорость нейтрализации кислотного раствора, сам рабочий раствор проникает в пласт глубже, увеличивается зона воздействия по толщине пласта, обеспечиваются лучшие условия для очистки призабойной зоны. 27 Для пенокислотных обработок обычно выбираются скважины, для которых проведение обычных кислотных обработок не оказалось эффективным. Пена представляет собой дисперсную систему, в которой дисперсная среда – это жидкость (это может быть вода или кислота), а дисперсная фаза – газ (природный газ, воздух, азот и др.). Чтобы образовалась пена, в системе необходим третий компонент, в качестве которого обычно применяют ионогенные и неионогенные ПАВ. Структуру пен определяет соотношение объемов жидкой и газовой фаз. Действие пенокислотного раствора заключается в следующем: в нефтенасыщенной части пласта пена разрушается, а в водонасыщенной – создает препятствие продвижению пластовых вод. Для приготовления пенокислоты используется обгазовая или техническая соляная кислота, лесохимическая и синтетическая уксусная кислота, сульфаминовая кислота. В таблице 2.3 также представлены ПАВ, используемые для приготовления пены. Таблица 2.3 - ПАВ применяемые для приготовления пен Наименование ПАВ Оптимальная дозировка в % к объему кислотного раствора раствора пен ОП-7 0,1-0,3 0,2-0,5 ОП-10 0,1-0,3 0,2-0,3 Сульфанол 0,1-0,3 0,5-3,0 Дисолван 0,1-0,3 - Превоцел 0,1-0,3 0,2-0,3 Для повышения устойчивости пены используются следующие стабилизаторы: карбоксилметилцеллюлоза КМЦ-500, КМЦ-600; сульфито- спиртовая барда; глинистый раствор; силикат натрия (жидкое стекло). При проведении пенокислотной обработки скважин рекомендуется использовать схему с последующим извлечением продуктов реакции путем освоения азотной установкой, представленную на рисунке 2.2 [5]. 28 Рисунок 2.2 - Схема проведения пенокислотной обработки 2.3 Механические методы интенсификации притока Эффективность механических методов наблюдается в твердых породах при создании в призабойной зоне пласта дополнительных трещин или расширении существующих, позволяющих приобщить к процессу фильтрации новые удаленные и малопроницаемые части пласта. Данный вид обработок включает в себя все виды повторной перфорации, гидравлический разрыв пласта (ГРП), имплозионные методы очистки забоя и призабойной зоны скважины. 2.3.1 Перфорационные работы Перфорация предназначена для создания каналов (отверстий) в стальной колонне, цементном камне и горной породе. Такие каналы предназначены для обеспечения высокоэффективной и долговременной гидродинамической связи между пластом и скважиной. В зависимости от вида перфорации варьируются такие параметры, как глубина перфорационного канала, диаметр канала и плотность перфорации. Выделяются следующие способы перфорации: пулевая; торпедная; 29 гидропескоструйная; кумулятивная; сверлящая, щелевая; гидромеханическая. Пулевые перфораторы предназначены для вскрытия продуктивных пластов с целью установления гидродинамической связи пласта со скважиной. При пулевой перфорации в скважину спускается стреляющий аппарат, который заряжен пулями диаметром 12,5 мм. При этом длина образующихся перфорационных канало варьируется в пределах 65-145 мм и зависит от прочности и типа породы. При торпедной перфорации диаметр снарядов составляет 22 мм. В процессе перфорации внутри колонны создаются высокие давления, способные деформировать и разрушать обсадную колонну и цементный камень. Стоит отметить, что пулевая и торпедная перфорации в настоящее время применяются ограниченно. Гидропескоструйную перфорацию в основном применяют при проведении капитального ремонта скважин, для повторной перфорации после изоляционных работ, а также в разведочных скважинах с многоколонной конструкцией. При гидропескоструйной перфорации используются скоростные песчано- жидкостные струи, абразивное действие которых разрушает преграды. Размеры каналов в этом случае зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчаножидкостной струи. Как правило, при увеличении концентрации песка увеличивается объем канала при той же глубине. Для проведения гидропескоструйной перфорации используется то же оборудование, что и при гидроразрыве пласта. При кумулятивной перфорации каналы образуются за счет кумулятивного эффекта и сфокусированного взрыва, направленного для создания и улучшения гидродинамической связи скважины с пластом. Кумулятивный эффект представляет собой направленный взрыв, который 30 достигается за счет того, что передняя часть заряда взрывчатого вещества выполняется в форме воронки, тогда взрывная волна и поток частиц идут не параллельно, а фокусируются в одной точке, где наблюдается максимальная мощность взрыва. При данном виде перфорации глубина канала достигает 1350 мм, а его диаметр в средней части составляет 8-15 мм, размеры каналов варьируются в зависимости от типа перфоратора, прочности породы, механических свойств материала и обсадной колонны. Сверлящая перфорация является одним из методов вторичного вскрытия пластов и основана на механическом способе разрушения. При сверлящей перфорации исключается деформация и разрушение обсадных колонн и цементного кольца, ухудшение фильтрационных свойств в призабойной зоне пласта. При данном виде перфорации диаметр перфорационного канала составляет 15 мм, а глубина изменяется в пределах 50-70 мм. Сверлящие перфораторы особенно эффективны при небольшой толщине пластов, близком расположении водоносных и продуктивных горизонтов и переслаивающихся водонефтяных пластов. При щелевой перфорации создается вертикальная щель большой протяженности, которая способна вскрыть все флюидопроводящие каналы продуктивного пласта. При данном виде перфорации разрушение эксплуатационной колонны происходит в результате механического воздействия ролика на колонну, а цементный камень и горная порода разрушаются при размыве готовой щели. Щелевая перфорация применяется при капитальном ремонте скважин для перфорации, не вскрытых ранее интервалов, в добывающих и нагнетательных скважинах. Гидромеханическая прокалывающая перфорация является селективной перфорацией. При данном виде перфорации специальный перфоратор формирует в колонне отверстия размерами от 16х20 мм до 20х800 мм за счет вдавливания вдавливания в стенку колонны прокалывающих резцов. Через образованные отверстия на цементное кольцо и горную породу воздействуют высоконапорные струи жидкости, не содержащие в себе абразивных частиц. 31 перфоратор может быть использован при ремонте скважин для ограничений водопритоков и ремонтно-изоляционных работ [5]. 2.3.2 Гидравлический разрыв пласта (ГРП) 2.3.2.1 Основные понятия о методе гидравлического разрыва пласта Гидроразрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов интенсификации притока нефти из низкопроницаемых коллекторов и увеличения выработки запасов нефти. Практика применения гидравлического разрыва широко применяется как в отечественной, так и в зарубежной практике. На месторождениях Западной Сибири метод ГРП является самым распространенным способом при разработке низкопроницаемых коллекторов. Под гидравлическим разрывом пласта подразумевается процесс воздействия давления жидкости на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Такое давление в среднем в 1,5 – 2 раза выше пластового. В результате образуются новые искусственные трещины и расширяются естественные. Давление флюида увеличивает появившиеся трещины и связывает их с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной. За счет увеличения площади дренажа скважины происходит повышение дебита скважины. Графики зависимости давления P от расхода Q характеризуют образование новых и расширение имеющихся трещин. Так, падение давления при постоянном темпе закачки свидетельствует о наличии искусственных трещин (рисунок 2.3), увеличение расхода жидкости разрыв при повышении давления говорит о расширении естественных трещин (рисунок 2.4) [12]. 32 Рисунок 2.3 - Изменение давления и расхода при ГРП с образованием искусственных трещин Рисунок 2.4 - Изменение давления и расхода при ГРП с расширением естественных трещин 2.3.2.2 Подготовительные работы при проведении ГРП Перед проведением ГРП необходимо осуществить ряд подготовительных работ, которые включают в себя подбор скважин, их исследование и обследование технического состояния, изучение геолого-промысловых материалов, технико-технологическое обеспечение процесса. При выборе объекта среди горизонтальных скважин для проведения ГРП учитываются следующие параметры: расчетный дебит скважины и степень выработки запасов, достаточные для проведения рентабельной операции ГРП; характеристика призабойной зоны; техническое состояние скважины; 33 длина горизонтального участка скважины; азимут горизонтального ствола; приемлемые риски при проведении гидроразрыва (риск прорыва в водо и газонасыщенные интервалы при их наличии, риск прорыва фронта нагнетаемой воды). Гидродинамические характеристики пласта являются показательными при оценке призабойной зоны скважины. Если объект разработки является многопластовым, то его параметры определяются отдельно для каждого пласта и пропластка, которые вскрываются кважиной, замеряя профили притока или закачки на каждом режиме и исследуя методом установившихся отборов. Для проведения ГРП следует выбирать скважины следующих категорий: скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора; скважины с загрязненной призабойной зоной; скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти; скважины с высоким газовым фактором для его снижения; скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим; нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу. Существует также ряд ограничений для проведения ГРП. Так, гидравлический разрыв пласта не рекомендуется проводить в следующих ситуациях: в скважинах со сломом или смятием колонны; в скважинах с нарушенной фильтровой частью; в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности; при плохом состоянии цементного кольца или недостаточной высоте подъема цемента. 34 В первую очередь для гидроразрыва выбираются скважины с продуктивностью меньшей, чем у близлежащих. Наиболее результативные ГРП наблюдаются в добывающих скважинах по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность [13]. После подбора скважины для проведения ГРП следует ряд подготовительно-заключительных работ, которые включают в себя: 1. Геофизические исследования на скважине, в ходе которых определяется: техническое состояние эксплуатационной колонны; продуктивность скважины; дебит скважины и обводненность добываемого флюида; качество цементного кольца в интервале перфорации, а также выше и ниже; работающие интервалы пласта. 2. Подбор технологии проведения ГРП. 3. Выбор рабочей жидкости и расклинивающего агента. 4. Моделирование механизма образования трещин. Подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента и расчет их количества производится для каждой конкретной скважины индивидуально. Жидкость разрыва должна обладать пониженной вязкостью в период закачивания, минимальной фильтрацией в пласт и возможностью быстрого удаления после смыкания трещины. При этом следует учесть следующие факторы: 1) Возможность полного блокирования притока, которая связана с поглощением жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины, и, как следствие, понижением относительной проницаемости по пластовой жидкости из-за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения. 2) Нарушение проницаемости песчаной пробки. 35 3) Склонность многих жидкостей к осадкообразованию или образованию эмульсий [7]. При проектировании ГРП следует учитывать следующие выводы из механизма образования трещин: параллельные трещины наблюдаются в районах с одинаковым напряжением – данная характеристика учитывается при проектировании расстановки скважин для проведения ГРП; трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте; гидроразрыв проводится при давлениях меньше горного для тектонически ослабленных областей, трещины в таком случае ориентированы вертикально; равное или превышающее горное давление является показателем для горизонтальных трещин, поэтому они наблюдаются в областях активного тектонического сжатия [14]. 2.3.2.3 Виды ГРП Различают проппантный, кислотный и пенный ГРП. При проведении проппантного ГРП в качестве расклинивающего агента используют проппант, данный вид ГРП чаще всего используют в терригенных пластах. При кислотном ГРП жидкостью разрыва является кислота. Данная разновидность гидроразрыва применяется в карбонатных пластах, а созданная сеть каверн и трещин не требует закрепления проппантом. Данная операция схожа с кислотной обработкой призабойной зоны, однако, от обычной кислотной обработки кислотный ГРП отличается высоким давлением закачки рабчей жидкости и большими ее объемами. Также можно выделить пенный ГРП, который проводится при высоком давлении и сопровождается закачкой газа вместе с гелем и проппантом. При данном виде ГРП требуется меньшее количество водного раствора, из чего 36 следует меньшая потеря продуктивности низкопроницаемых коллекторов. Применение газа способствует более быстрой очистки трещины от жидкостей, что уменьшает урон окружающей среде и пласту. Существует несколько видов жидкостей разрыва, которые выбираются в зависимости от вида ГРП, среди них можно выделить следующие: Жидкости на водной основе используются в большинстве обработок. Они более экономичны по сравнению с другими типами, дают больший гидростатический эффект более безопасны и легче контролируются и загущаются; Жидкости на нефтяной основе; Жидкости на спиртовой основе; Эмульсионные жидкости разрыва; Пены; Кислоты [15]. По количеству интервалов и числу воздействий ГРП могут быть однократные, многоэтапные и повторные. Объектами для проведения многоэтапного ГРП являются залежи с большой продуктивной мощностью, в таком случае для обеспечения равномерной выработки требуется проведение не менее двух операций. Для разделения интервалов между целевыми ГРП применяют пакеры, устанавливают мосты изоляции, используют специальное подземное оборудование или методы заканчивания скважин. При повторном ГРП интервалы первичного и дальнейшего воздействия совпадают. Данный вид ГРП проводится для оптимизации параметров разрывов, увеличения их текущей проводимости или для восстановления утраченной [16]. |