Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторож

     6. Управление продуктивностью скважин. Классификация методов восстановления продуктивности  скважин, их краткая характеристика

     Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабо дренируемых запасов углеводородов в неоднородных коллекторах. Следует отметить, что под термином "слабо дренируемые запасы" понимаются запасы нефти на участках залежей с ухудшенными коллекторскими свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, где по скважинам возможны какие-либо осложнения при их эксплуатации (засорение призабойной зоны механическими примесями, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и т.д.). Слабо дренируемые запасы могут также находиться в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, где по высокопроницаемым зонам происходит замещение нефти нагнетаемой водой при невысоком охвате пласта заводнением. [7]

     При решении конкретных задач по вовлечению в разработку слабо дренируемых запасов применяются различные технологии. В случае принятия решения о необходимости вовлечения в разработку запасов нефти на участках залежи с ухудшенными коллекторскими свойствами (естественными или обусловленными процессами разработки) применяют технологии интенсификации.

     На участках залежи, где в разрезе имеются промытые высокопроницаемые прослои, обусловливающие невысокий охват пласта заводнением, ведутся работы по ограничению и регулированию водопритоков. Непременным условием системной технологии является одновременность воздействия (в пределах до 2 мес.) на призабойные зоны как добывающих, так и нагнетательных скважин.

     Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. Такое деление месторождения осуществляется примерно в соответствии с делением разработки месторождения на стадии, проведенным М.М. Ивановой (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина). Предполагается, что по участку в начальный момент возможно проведение работ по интенсификации, а в последующем при его обводнении, т.е. при переходе в другую стадию, - мероприятий по регулированию водопритоков.

     Необходимо отметить, что при выделении участка в залежи с сильно выраженной зональной неоднородностью в первую очередь воздействию подвергаются те скважины, от которых формируются основные направления фильтрационных потоков, что позволяет изменить их в направлениях, необходимых для вовлечения в разработку недренируемых пропластков. При ведении работ возможно применение как одной технологии, так и их комплекса.

     Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закачки и отбора, т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны повлечь за собой мероприятия по увеличению приемистости нагнетательных скважин.

     В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений, как правило, дебит эксплуатационных скважин со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин снижается. Иногда дебит вновь вводимых в эксплуатацию скважин оказывается намного ниже расчетного.

     Производительность нефтяных и газовых скважин, а также поглотительная способность нагнетательных зависит от многих факторов и особенно от проницаемости пород, слагающих продуктивный пласт.

     В большинстве же случаев приходится искусственно увеличивать число поровых каналов на забое и удлинять их протяженность, т. е. повышать трещиноватость пород продуктивного пласта.

     По характеру воздействия на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические.  Для получения хороших результатов часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.[7]

     Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями. Так, например, химические методы, и в частности солянокислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества.

     Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, в основном различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость. При механическом воздействии на пласты их проницаемость повышается вследствие создания новых каналов и трещин, сообщающих пласты с призабойной зоной скважины.

     Эти методы повышения проницаемости пластов наиболее эффективны и широко распространены на нефтяных промыслах страны.

     Механические методы обработки (гидравлический разрыв пласта, торпедирование) применяют в пластах, сложенных плотными породами.

     Тепловые методы воздействия применяют для удаления парафина и смол, осевших на стенках поровых каналов, и интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

     Физические методы в основном используют для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, в результате чего увеличивается проницаемость пород для нефти. Сюда относятся, как правило, все промывки с применением ПАВ и других добавок.

     Решающее значение при выборе способа интенсификации в каждом конкретном случае имеет необходимая глубина обработки продуктивного пласта для восстановления или улучшения проницаемости. Поэтому по глубине воздействия на пористую среду способы интенсификации скважин можно разделить на две большие категории: способы с небольшим радиусом воздействия и способы с большим радиусом воздействия.

     К способам улучшения сообщаемости пласта со скважиной с небольшим радиусом воздействия включает использование взрывчатых веществ.

     К ним относятся пулевая, кумулятивная перфорации, различные варианты торпедирования (общее торпедирование пласта, направленное торпедирование, перфорация взрывными снарядами) и т.д.[7]

     При недостаточной сообщаемости между пластом и скважиной можно

повторно провести обычную перфорацию пулевым перфоратором. Для повышения ее эффективности скважина заполняется не глинистым раствором или водой, а жидкостями, не загрязняющими вновь созданные перфорационные отверстия.

     При твердых и плотных породах можно торпедировать продуктивный пласт взрывчатым веществом, спускаемым в интервал залегания пласта в гильзах, и электрическим взрывателем, который подрывают с помощью кабеля с устья скважины. Гильзы изготавливают из металла, асбеста или пластмасс.

     В качестве взрывчатых веществ наиболее часто используют нитроглицерин, динамит, тротил и др. Взрыв может создавать в продуктивном пласте каверны и трещины. Таким образом, одновременно с улучшением сообщаемости пласта со скважиной (создание каверны в стенках ствола скважины) увеличивается и проницаемость пласта в зоне с большим радиусом (создание микро- и макротрещин, которые могут распространяться на десятки метров)

     Направленное торпедирование можно осуществить за счет использования соответствующей внешней формы заряда и вставок на пути взрывной волны. В зависимости от необходимости можно использовать торпеды бокового рассеянного действия, бокового сосредоточенного и вертикального действия.

     Перфораторы с разрывными снарядами создают круглые отверстия в колонне и цементном кольце, проникая в породу, и, взрываясь, образуют каверны и трещины.

     Кумулятивный перфоратор состоит из устройства, в ячейках которого содержатся заряда кумулятивного действия. Каждая ячейка с противоположной стороны взрывателя оснащена выемкой соответствующего профиля (например, в форме конуса). Таким образом, газообразные продукты взрыва направляются вдоль оси заряда в виде мощной струи, которая создает в колонне, цементе и породе канал в соответствующем направлении.

     К способам улучшения сообщаемости пласта со скважиной с небольшим радиусом воздействия относят очистку ствола скважины и зоны перфорации поверхностно-активными веществами или кислотными ваннами .

     Используемые при этом жидкости состоят либо из растворов 1 — 5 % поверхностно-активных веществ, растворенных (или диспергированных) в воде, либо из раствора с содержанием 15 % НСl, в который добавляется 0,5-2% ингибитора коррозии и иногда 1—4 % фтористоводородной кислоты. В некоторых случаях используют смешанные составы кислот и поверхностно-активных веществ. Обычно скважину промывают одним из упомянутых растворов, затем в пласт закачивают рабочую жидкость в объеме 0,3-0,7 м³ на каждый метр интервала перфорации. Для кислотных составов дастся выдержка 1-6 ч, а для поверхностно-активных веществ без кислоты выдержка составляет 24 ч, затем обработанный раствор удаляют и скважину пускают в работу или приступают к обработке пласта, используя способ с большим радиусом воздействия.

     Использование поверхностно-активных растворов для промывки скважины или закачки в пласт на небольшую глубину обеспечивает диспергирование и удаление со стенок скважины или из пласта твердых частиц и фильтрата бурового раствора, а также водонефтяной эмульсии.[7]

     Кислотные ванны очищают от глинистого раствора новые скважины (или вышедшие из капитального ремонта), а также ликвидируют отложения солей из 

шиповой воды, накопившиеся в процессе эксплуатации старых скважин.

       Термические способы интенсификации добычи нефти используют для скважин с небольшим радиусом воздействия.

     Для повышения температуры можно использовать циркуляцию ей жидкости в скважине, термохимические процессы, электрические нагреватели или газовые горелки. Продолжительность нагрева зоны перфорации скважины обычно составляет 5—50 ч. При этом происходит разжижение отложений твердых углеводородов (парафина, смол, асфальтов и т. д.), которые затем удаляются при пуске скважины в эксплуатацию.

     Циркуляция горячих жидкостей в скважине легко реализуема, но при глубинах более 100—200 м мало эффективна вследствие больших потерь теплоты из скважины в отложения вскрытого геологического разреза.

     В электрических нагревателях применяют систему электрических сопротивлений, смонтированных в трубе, которую устанавливают на конце колонны НКТ. Питание электрической энергией осуществляется по кабелю с поверхности. Существуют и нагреватели, основанные на использовании токов высокой частоты. Электрические нагреватели могут находиться на забое скважины и во время ее эксплуатации. Запуск и остановка нагревателей в этом случае осуществляются включением и выключением питания электрической энергией [2].

     Газовые горелки состоят из трубчатой камеры, спущенной в скважину, с двумя концентрическими колоннами насосно-компрессорных труб. По трубам малого диаметра нагнетают горючие газы, по кольцевому пространству — первичный воздух, а по колонне — вторичный. Инициирование горения осуществляется подачей электрической энергии по кабелю с поверхности. Другим кабелем с термопарой измеряется температура снаружи горелки, которая не должна превышать 300 — 400 °С, чтобы не повредить колонну скважины. Температуру на желаемом уровне поддерживают соответствующим регулированием объемов нагнетания газов и воздуха.

     Термохимическая обработка базируется на выделении теплоты на забое скважины за счет химического процесса, которая расплавляет тяжелые углеводороды, выпавшие в зоне перфорации скважины, с целью последующего их удаления. Для этого используют реакцию 15 % раствора НСl с едким натром (NaOH), алюминием и магнием.[7]

     В результате реакции 1 кг едкого натра с соляной кислотой выделяется 2868 кДж теплоты. Большее количество теплоты получают при реакции HCI с алюминием (которая генерирует 18924 кДж на 1 кг Аl), 
однако при этом образуются хлопья гидроокиси алюминия А1(ОН)₃, 
которые способны забивать поры и проточные каналы в продуктивном 
пласте. Наиболее эффективно использование магния, который при ре- 
акции с HCI выделяет 19259 кДж, а хлористый магний MgCI хорошо 
растворяется в воде или дл обработки скважины труба с щелями набивается стружками кусочками магния, закрепляется под башмаком насосно-компрессорных труб в интервале перфорации скважины, и затем в НКТ закачивают раствор НС1.

     К основные способы улучшения сообщаемости продуктивного пласта со скважиной с большим радиусом воздействия относятся кислотные обработки призабойной зоны продуктивного пласта