Восстановление проницаемости пласта

Применение скважинных насосов
   Скважины могут быть пробурены на пласты, давление в которых значительно ниже гидростатического. Скважины могут осваиваться после их ремонта, а до ремонта они длительно эксплуатировались механизированным способом. В этих случаях, как правило, на скважинах не ожидается фонтанных проявлений.
Вызов притока в таких скважинах можно осуществить насосным способом путем снижения уровня жидкости (уменьшением величины столба жидкости в скважине). Причем может использоваться именно тот насос, которым эта скважина будет в дальнейшем эксплуатироваться. Насос может спускаться на проектную глубину в соответствии с предполагаемым дебитом и положением динамического уровня при эксплуатации скважины на расчетном технологическом режиме работы.
Это экономичный способ вызова притока. Однако, его следует применять, если скважина и ее забой предварительно тщательно очищены и не содержат подвижных механических примесей, которые бы осложнили нормальную работу скважинного насоса.

Другие способы вызова притока

   Эти факторы, а также относительная простота спуска и надежность герметизации способствовали широкому использованию КИИ для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта при освоении скважин.
В Ивано-Франковском институте нефти и газа была разработана технология освоения скважин с очисткой призабойной зоны путем воздействия на пласт цикличными управляемыми депрессиями. Эта технология реализуется при помощи установленного на колонне НКТ пакера и смонтированного над ним струйного аппарата. Подачей насосным агрегатом рабочего агента к соплу струйного насоса понижается давление в подпакерной части скважины до требуемой величины. Соответствующим режимом работы насосного агрегата необходимое время поддерживается величина депрессии. После прекращения подачи рабочего агента гидростатическое давление на забое скважины восстанавливается. Циклы снижения-восстановления забойного давления повторяются многократно до появления устойчивого притока из пласта.
Создание управляемых циклических депрессий на пласт способствует извлечению упруго расширяющейся жидкости, попавшей в пласт. Практика применения этого метода освоения скважин показала, что за несколько десятков циклов удается извлечь из пласта на поверхность многие кубометры бурового раствора. Струйный аппарат также может быть применен для повышения эффективности кислотных обработок призабойных зон, поскольку обеспечивает быстрое и надежное удаление из породы остаточного раствора кислоты и продуктов реакции.
Струйные аппараты способны обеспечивать практически любую депрессию, так как на приеме струйного аппарата может быть получен даже вакуум. Эти устройства способны обеспечивать отборы из скважин до 1000 м3/сут. жидкости и более.

Восстановление проницаемости породы призабойной зоны пласта

   Биологическое воздействие. Биотехнологические методы зародились, по всей вероятности, по причине занесения в пласты микроорганизмов при бурении скважин и при закачке воды в продуктивные пласты при поддержании пластового давления.
Биотехнологическое воздействие основано на использовании бактерий. Одни бактерии (аэробные) хорошо развиваются в кислородной среде, другие (анаэробные) - в бескислородной среде. В процессах добычи нефти могут применяться оба вида бактерий.
Биотехнологическое воздействие на конкретную скважину может быть применено, чтобы добиться следующих результатов:
- очистки от парафина ствола скважины, забоя скважины, призабойной зоны пласта;
- регулирования профиля притока и профиля приемистости;
- увеличения пористости и проницаемости породы призабойной зоны пласта.
Для получения перечисленных результатов в скважину и в ПЗП вводятся специально полученные микроорганизмы часто вместе с питательной средой. В качестве питательной среды может использоваться, например, меласса (отходы свеклосахарного производства). Для активизации жизнедеятельности микроорганизмов рекомендуется еще закачивать растворы солей азота и фосфора. Источником углерода для бактерий может быть не только меласса, но и нефть. Поэтому имеются технологии применения аэробных микроорганизмов, способных расти на нефти.
В процессе жизнедеятельности бактерий могут образоваться газы (CH4, CO2, N2, H2 H2S), органические и жирные кислоты, растворители (ацетон, метанол и др.), полимеры, поверхностно-активные и другие вещества. В результате происходит деструкция тяжелых фракций нефти, углеводородная фаза увеличивается в объеме, вязкость нефти уменьшается, породы частично растворяются, изменяется поверхностное натяжение на границе фаз. Могут образовываться или разрушаться нефтяные эмульсии. Может происходить закупорка высокопроницаемых поровых каналов.
Комбинированные методы. Многие из применяемых в настоящее время методов воздействия на призабойную зону пласта носят комбинированный характер. Причем комбинации могут состоять как из внутрифизических методов, так и физико-химического и физико-биологического характера. Термокислотная обработка, гидрокислотный разрыв, вибровоздействие с кислотным раствором, гидравлический разрыв с закачкой микроорганизмов, разрыв пласта давлением пороховых газов, термогазохимическое воздействие - вот далеко неполный перечень комбинированных методов. Новые методы, новые технологии воздействия на ПЗП, очевидно, будут возникать именно на стыке наук и на стыке научных направлений.
   Выше были рассмотрены только основные способы вызова притока, которые, по всей вероятности, можно назвать классическими, поскольку именно они признаются нормативными документами, однако существуют и другие способы вызова притока.
В зависимости от конкретных промысловых и скважинных условий могут применяться какие-либо особые практические приемы, модифицирующие классические способы вызова притока.
При осуществлении способа замены скважинной жидкости на жидкость меньшей плотности можно нагнетать в скважину или газированную жидкость (жидкость с пузырьками газа), или создавать газовые пачки (пробки) в скважине. Это будет интенсифицировать процесс вызова притока. В качестве газообразного рабочего агента можно использовать азот. Азот является нетоксичным и достаточно инертным газом. Он взрывобезопасен, может транспортироваться в жидком виде. Промышленность располагает испарителями для перевода жидкого азота в газообразное состояние.
При компрессорном способе вызова притока глубину оттеснения скважинной жидкости, если компрессор не обладает достаточной мощностью, можно увеличить путем подкачки какой-либо жидкости или в поток газа, или сверху на столб закачанного газа. В последнем случае на границе между газом и жидкостью желательно иметь вязкоупругий состав, чтобы максимально ограничить перемешивание этих двух агентов за счет разности плотностей.
   Газирование скважинной жидкости можно обеспечить применением сухого льда. При погружении сухого льда в жидкость он превращается в газообразный диоксид углерода (углекислый газ). Один кубический метр сухого льда может дать около 800 кубических метров газа. Такой прием в отдельных случаях может обеспечить начало притока в скважину даже без применения компрессорных и насосных установок.
Понизить давление на забое скважины можно с помощью испытателей пластов. Комплект испытательных инструментов (КИИ) на трубах предназначен для испытания перспективных объектов (пластов) на нефть и газ в открытом стволе или в обсадной колонне поисковых и разведочных скважин. Основными узлами КИИ являются пакер, испытатель пластов, система клапанов, глубинные манометры. При спуске испытатель пластов закрыт, поэтому скважинная жидкость не попадает в бурильные трубы, на которых спускается КИИ. Пакер устанавливается над испытуемым пластом и, герметично перекрывая обсаженный или необсаженный ствол, изолирует подпакерный объем от остальной части ствола скважины. Путем соединения подпакерного пространства с полостью бурильных труб создается депрессия и происходит приток нефти или газа из испытуемого интервала пласта в бурильные трубы. Этот период испытания называется периодом притока. Он может длиться от нескольких минут до нескольких часов. После окончания притока испытатель пластов закрывается без нарушения герметичности пакеровки и происходит восстановление давления на забое скважины. Изменение давления в периоды притока и восстановления регистрируется глубинными манометрами.
КИИ позволяет создавать мгновенную высокую депрессию на испытуемый пласт, что оказывает в отдельных случаях благоприятное воздействие на процесс очистки порового пространства призабойной зоны. Причем периоды притока и восстановления давления могут повторяться неоднократно.
   Если проницаемость породы призабойной зоны пласта по какой-либо причине существенно снизилась, то вызов притока следует начинать только после проведения каких-либо мероприятий, направленных на восстановление продуктивной характеристики ПЗП. В противном случае скважина окажется существенно гидродинамически несовершенной по качеству вскрытия пласта, а приток в скважину при применении классических способов вызова произойдет только по немногочисленным отдельным пропласткам, имеющим относительно высокую проницаемость. Это, как уже было объяснено, приведет к неравномерной по толщине выработке пласта и низкой конечной величине углеводородоотдачи. Для газонасыщенных пластов, например, вообще характерно поступление газа из пласта только по наиболее крупным каналам фильтрации, если относительно мелкие каналы принудительно не освобождены от воды или жидких углеводородов.
К настоящему времени разработаны многие десятки методов воздействия на призабойную зону с целью восстановления и повышения проницаемости породы. Иногда эти методы еще называют методы интенсификации притока.
В научно-технической и учебной литературе можно встретить различные классификации методов интенсификации притока в скважины, основанные на воздействии на призабойную зону пласта. Однако, системную классификацию этих методов, по всей вероятности, разумно сделать в соответствии с основными фундаментальными науками. Тогда все известные методы воздействия можно поделить на:
- химические;
- физические;
- биологические;
- комбинированные.
   Ниже будет дано краткое описание методов интенсификации притока в соответствии с предложенной классификацией. Подробное их описание можно найти в учебниках, учебных пособиях, многих научно-технических изданиях. Дело в том, что воздействие на призабойную зону - это отдельный самостоятельный раздел знаний в нефтегазовом деле. В учебных программах дисциплин по изучению вопросов эксплуатации нефтяных и газовых скважин эти методы рассматриваются также как отдельный самостоятельный раздел.
Химические методы. Основаны на химическом взаимодействии кислот с породой, а также с некоторым загрязняющим материалом. Классика химических методов - это солянокислотные обработки (СКО). Хлористоводородная (соляная) кислота способна активно растворять известняки и доломиты, из которых, в основном, состоят карбонатные породы. Замечательным свойством такого взаимодействия является то, что продукты реакции - хлористый кальций, хлористый магний, диоксид углерода - хорошо растворимы в воде, что позволяет удалить их из зоны реакции. Таким образом, в зоне взаимодействия рабочего кислотного раствора увеличиваются в размерах имеющиеся каналы фильтрации и (или) появляются новые каналы. Эти каналы часто называют каналами растворения.
К настоящему времени разработаны технологии, способные воздействовать на нужный интервал пласта, т.е. селективно, разработаны технологии с регулированием глубины воздействия, что исключительно важно с практической точки зрения. Различными добавками к кислотному раствору можно надежно защитить металлическое оборудование скважин от химической коррозии. Разработаны технологии эффективного воздействия как на карбонатные, так и на терригенные породы. Накоплен опыт применения не только растворов соляной, но и многих других кислот (фтористоводородная, хлористый ацетил, сульфаминовая, уксусная и др.).
Физические методы. Это самый многочисленный класс методов воздействия на призабойную зону. Поэтому этот класс резонно еще раз разделить, например, в соответствии с основными разделами физики. Тогда внутрифизическая классификация может выглядеть следующим образом:
- механические;
- тепловые;
- волновые;
- осушающие;
- растворяющие;
- поверхностно-молекулярные.
   Классический представитель механического воздействия на призабойную зону - это гидравлический разрыв пласта (ГРП) с закреплением трещин кварцевым песком или каким-либо другим расклинивающим материалом. Сущность ГРП заключается в раскрытии существующих или создании новых трещин в призабойной зоне пласта за счет высокого давления фильтрующейся в пласт жидкости разрыва, нагнетаемой насосными агентами на забой скважины через колонну НКТ. Получающиеся трещины в сечении имеют форму, похожую на треугольник. Раскрытие трещин у стенки скважины (основание треугольника) может изменяться в пределах от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Длина трещин может составлять десятки метров. Если трещину (или трещины) умеренно рыхло заполнить каким-либо прочным гранулированным материалом, то этот материал, во-первых, не позволит трещине сомкнуться, когда давление на забое скважины будет снижено до величины, при которой осуществляется нормальная эксплуатация этой скважины. Во-вторых, остаточная проницаемость трещины будет иметь величину, на порядки превышающую проницаемость породы призабойной зоны, которую порода имела до создания трещины. В результате средняя проницаемость породы кратно увеличивается, что приведет, соответственно, к значительному увеличению притока в скважину. Несмотря на то, что ГРП применяется на промыслах страны многие десятки лет, технология этого основного из механических методов постоянно совершенствуется. Здесь важно, чтобы используемые основные рабочие агенты (жидкость разрыва, жидкость песконоситель, расклинивающий материал) наиболее точно отвечали предъявляемым требованиям, чтобы использовался необходимый набор оборудования (в том числе надежно работающие пакеры). С целью снижения величины давления разрыва и инициирования трещин в нужном интервале забоя скважины рекомендуется провести дополнительную перфорацию кумулятивными или гидропескоструйными перфораторами. В последние годы на промыслах страны стали активно применять глубокопроникающие гидравлические разрывы пластов, которые еще называют массированными ГРП. Метод ГРП очень дорогой. Однако, качественное его исполнение может кратно увеличить приток в скважину.
   Тепловое воздействие на забой и призабойную зону целесообразно, когда нефть или газовый конденсат содержат большое количество асфальтосмолопарафиновых веществ, а также в случаях, когда залежи содержат высоковязкие нефти. Физическая предпосылка здесь совершенно понятная: при повышенных температурах твердые асфальтосмолопарафиновые вещества переходят в жидкообразное состояние и становятся подвижными, а вязкость нефти существенно уменьшается. Поскольку при разбуривании продуктивного пласта из-за циркуляции бурового раствора призабойная зона в той или иной степени охлаждается, то вполне возможна кристаллизация в поровом пространстве асфальтосмолопарафиновых веществ, содержащихся в нефтях и некоторых конденсатах. Прогрев забоя и призабойной зоны может быть осуществлен с помощью теплоносителя или забойного нагревателя. Теплоноситель может нагреваться на дневной поверхности или на забое скважины. В качестве забойного нагревателя обычно используются электронагреватели, хотя известны нагреватели другого принципа действия.
Методы волнового воздействия особенно активно разрабатываются в последние годы. Волны (упругие, электромагнитные и др.) - это возмущения, распространяющиеся с конечной скоростью в пространстве и несущие с собой энергию без переноса вещества. Волновые возмущения могут создаваться однократно или многократно с какой-то периодичностью. В последнем случае волновые возмущения можно назвать колебаниями. Колебания - это движения, обладающие той или иной степенью повторяемости. Механические колебания в технике часто называют вибрацией. Наибольший интерес у исследователей вызывают упругие колебания низкочастотного диапазона от 20 до 300 герц (Гц). Исследования показали, что упругие колебания именно такой частоты наиболее эффективно и положительно воздействуют на призабойную зону пласта.
   Разработаны технологии и устройства воздействия на пласты с поверхности и с забоя скважин. Для целей освоения скважины высокую результативность можно ожидать от комбинации скважинных генераторов колебаний со струйными насосами.
Многими известными исследователями проведен большой объем экспериментальных и промысловых исследований по изучению влияния упругих колебаний на продуктивные пласты.
Последствия и механизм воздействия упругих колебаний представляется, примерно, следующим. Происходит ускорение релаксации негативных механических напряжений в призабойной зоне пласта, являющихся следствием вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией, что приводит к восстановлению исходной проницаемости породы. Разрушаются облитерационные слои на поверхности поровых каналов, в результате чего увеличивается эффективное сечение пор, что приводит к повышению подвижности жидкостей особенно в каналах малого поперечного сечения. Увеличивается сплошность раздробленных в поровых каналах жидкостей. Частицы, кольматирующие поровые каналы, отрываются от поверхности пор и свободнее проходят через сужения поровых каналов. Меняются реологические свойства жидкостей, уменьшается предельное напряжение сдвига неньютоновских систем, повышается подвижность нефтей с высоким содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ. Происходит более интенсивная дегазация жидкостей.
Следует отметить, что пока еще нет единой стройной гипотезы, достаточно полно и достоверно объясняющей механизм воздействия упругих колебаний на породу продуктивных пластов, нет надежных методик расчета технологий воздействия, подбора оборудования и параметров его работы. Здесь имеется обширное поле для экспериментальных, теоретических и промысловых исследований, как говорится, - для молодых умов.
В то же время мнение о том, что волновое воздействие на призабойные и уделенные зоны пластов является перспективным, не подлежит сомнению.
   При освоении добывающих скважин необходимо снизить водонасыщенность породы призабойной зоны нефтяного пласта. Вода 64
часто находится в каналах малого поперечного сечения, исключая эти каналы из процесса фильтрации нефти. С целью осушки порового пространства можно применять спирты (метиловый спирт, гликоли) и обращенные микроэмульсии. Внешней фазой обращенных микроэмульсий является вода, что позволяет ей поглощать воду. Метиловый спирт является относительно дешевым агентом, не требующим сложных технологий его применения. Накопленный ретроградный конденсат вблизи забоя газоконденсатных скважин рекомендуется удалять путем обработок ПЗП сухим углеводородным газом.
Растворители применяются для удаления из порового пространства призабойной зоны пласта твердых осадков нефти. В качестве растворителей могут применяться газы, жидкости на углеводородной основе, микроэмульсии с углеводородной внешней фазой. Сложность технологии проведения мероприятий зависит от вида применяемого агента. Диапазон стоимости агентов-растворителей очень широкий.
Основное назначение применения поверхностно-активных веществ - снижение поверхностного натяжения на границе фаз. Это, как правило, дорогостоящие агенты. Обработка призабойной зоны пласта добывающей скважины некоторыми поверхностно-активными веществами увеличивает подвижность нефти, увеличивает вытесняющую способность нефти по отношению к воде, снижает толщину неподвижных слоев жидкости на поверхности пор. В случае газоконденсатных скважин с помощью ПАВ рекомендуется гидрофилизировать поверхность породы ПЗП.
                             Содержание
01. Освоение нефтяных скважин после бурения.
02. Основные схемы эксплуатационного забоя скважин.
03. Снижение проницаемости нфтяного пласта после бурения.
04. Снижение  проницаемости нфтяного пласта при перфорации.
05. Техника перфорации скважин. Виды скважинных перфораторов.
06. Гидропескоструйная перфорация. Схема обвязки оборудования.
07. Гидроразрыв пласта. Схема обвязки оборудования.
08. Вызов притока. Методы и условия вызова притока.
09. Способ вызова притока поршневанием.
10. Компрессорный способ вызова притока.
11. Восстановление проницаемости призабойной зоны пласта.
12. Расчет формулы вызова притока.
13. Исследования при освоение скважин.