Работы по интенсификации добычи нефти

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

Общие положения

ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановле­ния и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбор способа ОПЗ осуществляют на ос­нове изучения причин низкой продуктивности 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.

ОПЗ проводят только в технически исправ­ных скважинах при условии герметичности эксплуа­тационной колонны и цементного кольца, подтверж­денной исследованиями .

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геоло­гические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом раз­работки месторождения, действующими инструкци­ями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

o   в однородных пластах, не разделенных перемыч­ками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят одно­кратное воздействие;

o   в случаях, когда отбором (нагнетанием) охваче­ны не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирую­щих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем соста­ве

·        обеспечение необходимым оборудованием и инст­рументом, а также

·         подготовку ствола скважины, за­боя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудова­ния и спуск колонны НКТ, а также другого необхо­димого оборудования.

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

Для очистки фильтра скважины и приза­бойной зоны пласта от различных загрязнений в зави­симости от причин и геолого-технических условий про­водят следующие технологические операции:

·        кислотные ванны;

·        промывку пеной или раствором ПАВ;

·        гидроимпульсное воздействие (метод перемен­ных давлений);

·        циклическое воздействие путем создания управ­ляемых депрессий на пласт с использованием струй­ных насосов;

·        многоцикловую очистку с применением пенных систем;

·        воздействие на ПЗП с использованием гидро­импульсного насоса;

·        ОПЗ с применением самогенерирующихся пен­ных систем (СГПС);

·        воздействие на ПЗП с использованием раство­рителей (бутилбензольная фракция, стабильный ке­росин и др.).

Кислотная обработка

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и дру­гих солей угольной кислоты, а также терригенных кол­лекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допуска­ется применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (суль­фатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10—16 %-ным водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3—5 % масс.) или лимонную (2—3 % масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллек­торах для глубокой (по простиранию) обработки ис­пользуют замедленно взаимодействующие с карбона­тами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

     для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.);

     для приготовления загущенной кислоты в ра­створ соляной кислоты (от 12 до 15 % масс.) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5—3,0 % масс.).

Обработку карбонатных коллекторов в сква­жинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первич­ные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концент­рации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воз­действия, рецептуры применяемого состава и геоло­го-технических условий (толщина, пористость, про­ницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загряз­ненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5 % масс.) кислот. Допустимо ис­пользование взамен плавиковой кислоты кристалли­ческого бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 ра­створа на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Для обработки коллекторов, представлен­ных ангидритами, используют соляно-кислотные ра­створы с добавками от 6 до 10 % масс. азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислот­ных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

Таблица 5

Объем кислоты для ОПЗ в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

	Объем кислоты, м3 (из расчета 15%-ной концентрации) на 1 м вскрытой толщины пласта
Количество	Тип коллектора
Обработок	Поровый
	Малопроницаемый	Высокопроницаемый	Трещинный
Одна Две и более	0.4-0.6 0.6-1.6	0.6-1.0 1.0-1.5	0.6-0.8 1.0-1.5

Примечание.1. Продолжительность выдерживания кислотного ра­створа зависит от температуры пласта. При температурах до 30 °С — 2 ч, от 30 до 60 °С — от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60 °С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламенти­ровано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активно­сти) кислоты.

Термохимические и термокислотные об­работки производят в коллекторах в интервале темпе­ратур от 15 до 40 °С.

Термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или не­которых его сплавов (МЛ-1, МА-1 и т.п.).

Термокислотную обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состо­ящего из термохимической и обычной кислотной об­работок под давлением.

Для кислотных обработок используют спе­циальный насосный агрегат типа Азинмаш-30. Кисло­ты транспортируют в гуммированных автоцистернах 4ЦР, ЗЦР или ЦР-20.

Гидропескоструйная перфорация

Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном ин­тервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ.

Не допускается проведение ГПП в услови­ях поглощения жидкости пластом.

Различают два варианта ГПП —

        точечная

        щелевая.

При точечной ГПП канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП осуществ­ляют при движении перфорационного устройства.

Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характери­стики коллектора.

При осуществлении ГПП используют:

§  перфораторы, НКТ,

§  насосные агрегаты, пескосмесители,

§   емкости для жидкости,

§  сальниковую катушку или превентор, а также

§  жидкость-носитель и

§  кварцевый песок.

В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 5-6 %-ный раствор соляной кислоты, воду (соленую или пресную) с добавками ПАВ, промывочный раствор, не загрязняющий кол­лектор. При работах в интервале непродуктивного пла­ста используют пресную воду или промывочную жид­кость. Концентрация песка в жидкости-носителе дол­жна составлять от 50 до 100 г/л.

Продолжительность процесса при точечном вскрытии составляет 15 мин, при щелевом -— не более 2-3 мин на каждый сантиметр длины цели.

Перепад давления жидкости на насадке (без учета потерь на трение в НКТ) составляет:

§  при диаметре насадки 6мм — от 10 до 12 МПа;

§  при диаметре насадки 4,5 мм — от 18 до 20 МПа. 4.9.1.3.9. Процесс ГПП осуществляют при движе­нии НКТ снизу вверх.

При непредвиденных продолжительных остановках немедленно промывают скважину при об­ратной циркуляции.

После ГПП при обратной промывке вы­мывают шаровой клапан, промывают скважину до забоя до полного удаления песка из скважины, под­нимают перфоратор и оборудуют скважину для освое­ния и эксплуатации. Освоение фонтанных скважин допускается без подъема перфоратора.

Виброобработка

Виброобработку производят

§  в скважинах с загрязненной ПЗП;

§  в коллекторах, сложенных низко­проницаемыми породами, содержащими глинистые минералы;

§  в литологически неоднородных коллекто­рах с воздействием на низкопроницаемые пропластки;

§  перед химической обработкой;

§  перед ГРП или дру­гими методами воздействия на ПЗП.

Запрещается проведение виброобработки в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, при интенсивных поглощениях жидкости пластом, при низких пластовых давлениях.

Для проведения технологического процес­са в обрабатываемый интервал на НКТ опускают гид­равлический золотниковый вибратор типа ГВГ. При давлениях закачивания свыше 40 МПа применяют пакеры.

Величину гидравлического импульса опре­деляют в зависимости от расхода рабочей жидкости и времени перекрытия ее потока.

В качестве рабочей жидкости используют нефть, соляно-кислотный раствор, предельный керо­син и их смеси. Количество кислоты и керосина опре­деляется из расчета 2—3 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта.

Термообработка

Термообработку ПЗП проводят в коллек­торах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пла­стовых температурах, близких к температуре кристал­лизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в кол­лектор осуществляют:

§  при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теп­ла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева);

§  при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

Выбор метода теплообработки осуществ­ляют в зависимости от конкретных геолого-промыс­ловых условий:

§  метод индуктивного прогрева осуществляют с использованием глубинных электронагревателей. Тем­пература нагрева должна быть ниже точки коксования нефти. При периодической тепловой обработке, пос­ле извлечения из скважины эксплуатационного обо­рудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток. Продол­жительность пуска скважины в эксплуатацию после тепловой обработки не должна превышать 7 ч;

§  при стационарной электротепловой обработке совместно с подземным оборудованием в интервале фильтра устанавливают стационарный электронагре­ватель, с помощью которого осуществляют прогрев постоянно или по заданному режиму;

§  при паротепловой обработке прогрев ПЗП осуществляют насыщенным паром с помощью стационарных или передвижных парогенераторов ППГУ-4/120. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, со­держащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с. Перед проведением процесса сква­жину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепле­ния трещин в плотных низкопроницаемых коллекто­рах (песчаниках, известняках, доломитах с проницае­мостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в кол­лекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мерге­лей, алевролитов с солитовыми известняками, а так­же песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием

§  пороховых генераторов корпусных типа АСГ или

§  герметичных бескорпусных типа ПДГ БК и

§   негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ 105 К применяют в обса­женных скважинах с минимальным проходным диа­метром 122 мм при температуре до 80 °С и гидроста­тическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС — до 100 “С и 35 МПа соответственно. Величина минимального гид­ростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС — 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газо­жидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвиж­кой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях — лубрикатором.

§  Скважину шаблонируют.

§  Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу.

§  Замеря­ют гидростатическое давление и забойную температуру.

§  Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

§  После спуска генератора на заданную глу­бину каротажный кабель закрепляют на устье сква­жины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м произво­дят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный при­бор, который прикрепляют на кабеле около кабель­ной головки.

Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) при­меняют для воздействия на плотные низкопроницае­мые коллекторы, а также при большом радиусе заг­рязнения ПЗП. При этом в зависимости от геологи­ческих характеристик пласта и системы разработки месторождения создается система закрепленных тре­щин определенной протяженности: от 10 до 30—50 м.

Глубокопроникающий гидроразрыв пласта (ГГРП) с созданием более протяженных трещин про­изводят в коллекторах с проницаемостью менее 50 ×10-3 мкм2.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего мате­риала необходимо определить оптимальную длину тре­щины в зависимости от проницаемости пласта с уче­том радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проница­емости пласта k приведена в табл. 6. При выборе L не­обходимо учитывать радиус зоны дренирования сква­жины и близость нагнетательных скважин. Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины должно быть не менее 500 м. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

В коллекторах толщиной свыше 30 м про­цесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые залежи, с целью воздействия на от­дельные объекты применяют селективный ГРП.

С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую ГПП.

В качестве закрепляющих трещин материа­лов на глубинах до 2400 м используют фракциониро­ванный песок по ТУ 39-982—94, свыше 2400 м — искусственные среднепрочностные по ТУ 39-014700-02—92 и высокопрочностные по ТУ 39-1565—91 рас­клинивающие материалы (проппанты).

Для осуществления процесса гидроразрыва используют технологические жидкости на водной и углеводородной основах.

Таблица 6

Зависимость оптимальной полудлины трещины от проницаемости пласта

k10-3 мкм2	100	10	1	0.5	0.1	0.05
L, м	40-65	50-90	100-190	135-250	250-415	320-500

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуще­ствляется в соответствии с пластовыми условиями (ли­тологии, температуры, давления и т.п.). При этом учи­тывается совместимость выбранной жидкости с матри­цей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо исполь­зовать жидкость на углеводородной основе. Кроме это­го, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяжен­ные трещины.

Технологические жидкости для ГРП долж­ны удовлетворять следующим основным требованиям:

§  при минимальных затратах жидкости обеспечи­вать формирование трещин большой протяженности;

§  вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в тре­щине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

§  обладать низким гидравлическим сопротивлени­ем и достаточной сдвиговой устойчивостью для обес­печения максимально возможной в конкретных гео­лого-технических условиях скорости нагнетания жид­кости;

§  не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

§  обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

§  легко удаляться из пласта после проведения про­цесса;

§  обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего прово­димость пласта и не создающего должного распреде­ления расклинивающего материала в трещине гидро­разрыва.

Основными технологическими параметра­ми для контроля за процессом ГРП следует считать

§  темп и объемы закачки,

§  устьевое давление,

§  концент­рацию песка (проппанта) в суспензии.

В общем виде технология применения жид­кости для проведения ГГРП не отличается от техно­логии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировоч­ные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700,1БМ-700С), емкости.

После проведения подготовительных опе­раций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, рас­клинивающий агент, производят расстановку назем­ного оборудования, проверку и опрессовку всех тру­бопроводов и пакера. Перед началом процесса делает­ся контроль технологических свойств жидкостей.

Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть зак­рытыми в целях безопасности и для исключения по­падания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

После обвязки устья скважины нагнета­тельные трубопроводы спрессовываются на ожидае­мое давление при ГРП с коэффициентом запаса проч­ности:

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.