В статье приводятся результаты исследований для выбора метода воздействия на призабойную зону пласта с целью повышения дебита эксплуатационных скважин. Как метод воздействия на призабойную зону пласта солянокислотная обработка является одним из наиболее эффективных и технологичных методов освоения скважины после бурения или капитального ремонта и в процессе эксплуатации .
Ключевые слова: нефть, кольмотация, призабойная зона, скважина, солянокислотная обработка, проницаемость, пласт.
Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко снизиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.
Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.
Химические методы воздействия, в частности, кислотные обработки дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.
Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, — к повышению производительности скважин. Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НС1) и фтористо-водородную (HF) кислоты.
При солянокислотной обработке (СКО) кислота растворяет карбонатные породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (СаСl2) и хлористый магний (МgС12), вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность. Образующийся при реакции углекислый газ (СО2) также легко удаляется на поверхность.
При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект получают при расширении поровых каналов и очистке их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под воздействием кислоты иногда образуются узкие кавернозные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебит. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.
На Тенгизском месторождении мы наблюдали несколько механизмов повреждений, которые ограничивают добычу и приводят к необходимости проведения увеличения проницаемости. а именно — солянокислотной обработки. Вот некоторые из них:
– во многих исследованных скважинах распространено образование отложений на внутренней стенке НКТ и в перфорационных отверстиях.
– отложения в основном состоят из сульфида железа и образуются из-за поступления фазы свободной воды во время добычи, высокого содержания сероводорода и недостаточного контроля коррозии во время проведения предыдущих обработок.
– частичное закупоривание обломками породы, раствором на нефтяной основе (РНО) во время проведения буровых работ и капитального ремонта скважин (раствор на нефтяной основе с высоким содержанием твердых частиц, включая наполнитель для борьбы с поглощением, приводят к повреждению призабойной зоны.
– при лабораторных испытаниях, перфорирование с использованием РНО такой плотности, что гидростатическое давление в скважине выше пластового давления, приводит к созданию большого скин-эффекта.
– плохая гидродинамическая связь с коллектором в бортовых/крыльевых скважинах, в которых отсутствует значительная система трещин.
– недостаточное вскрытие перфораций при перфорировании двух колонн обсадных труб.
Для устранения этих недостатков было проведено сорок кислотных обработок на двадцати трех скважинах. Объем кислоты существенно варьировался от 10000 литров до 143000 литров. Средний объем составлял 146 м 3 /м или около 0,6 м 3 /м обрабатываемого интервала. При обработках кислота закачивалась в НКТ под давлением ниже давления гидроразрыва пласта. Отклонение потока закачиваемой кислоты не применялось.
Обработка была успешной примерно на 80 % скважин. Так как во время проведения большинства обработок месторождение не эксплуатировалось, для оценки СКО использовались результаты испытаний с отработкой. Среднее увеличение дебита составило 300–350 т/сут при динамическом трубном давлении 150 бар, что превысило дебит скважин до проведения СКО более чем в два раза.
Тридцать восемь обработок были проведены в скважинах Объекта 1, и 2 обработки были проведены в скважине, законченной бурением в Объекте 2 (T-24). С точки зрения расположения скважин, обработка была проведена в 13 платформенных и 9 бортовых/крыльевых скважинах.
Результаты этих обработок, показали, что СКО могут успешно повысить дебит скважин и уменьшить скин-эффект.
Кроме того, были проведены СКО при давлениях выше гидроразрыва. Кислотный гидроразрыв являлся первоначальной кислотной обработкой, проведенной после образования гидродинамических исследований скважин. Семнадцать кислотных гидроразрывов были проведены в последние два года. Шестнадцать скважин было закончено в Объекте 1 и одна скважина (T-5050) была закончена в Объекте 2.
Скважинное оборудование рассчитано на 700 бар, поэтому максимальное устьевое давление было ограничено примерно 655 бар. Темп закачки соответствовал максимальной производительности насоса при таком давлении. Объем закачки варьировался от 1,6 м 3 в минуту до 6,3 м 3 /мин.
Объем закачки составлял от 96 м 3 до 456 м 3 кислоты концентрации 15–20 %. Средний объем закачки составил 315 м 3 со средним интервалом обработки 150 м. Целью работ было образование трещин, половина длины которых равна 60–70 метров.
Из шестнадцати обработок, одиннадцать были проведены на платформе, одна на борту и четыре на крыльевой части. На четырнадцати скважинах из шестнадцати наблюдался прирост добычи свыше 200 тонн/сут. Среднее увеличение добычи составляло в среднем в 2,3 раза (от 465 т/сут при динамическом трубном давлении 150 бар до 1085 т/сут при динамическом трубном давлении 150 бар).
Выводы
- Все обработки привели к увеличению производительности скважин. Прирост добычи на скважину составил от 250 т/сут до 1200 т/сут при динамическом трубном давлении 100 бар.
- Проведенные испытания методом установившихся отборов и снятия КВД на нескольких скважинах продемонстрировали значения скин-эффекта от нуля до незначительно отрицательного после обработки.
Литература:
- Васильев И. Н., Киреев С. Ю. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов, состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство.- 2001.- № 4.- с. 38- 41;
- Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000–276 с.
