Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ
СНИЖЕНИЯ
ПРОНИЦАЕМОСТИ
ПРОДУКТИВНЫХ
ГОРИЗОНТОВ
ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
Количество скважин, подлежащих ремонту, возрастает в связи с их старением. Результативность и качество подземных ремонтов возрастают, а добычу газа и нефти необходимо удерживать на доремонтном уровне как можно дольше.
В практике западных государств уделяется серьезное внимание выбору жидкостей глушения — ЖГ для заканчивания и ремонта скважин и других специальных жидкостей — СЖ, в связи с необходимостью сохранения естественной проницаемости продуктивного коллектора.
Актуальная задача повышения эффективности разработки нефтяных месторождений — сохранение фильтрационных свойств пород в ПЗП, близких к естественным. Ухудшение этих свойств происходит на всех этапах заканчивания скважины: первичном и вторичном вскрытии, креплении-цементировании, на стадии возбуждения притока, после глушения в процессе ремонта скважины.
За счет массообменных, теплообменных и других процессов также ухудшаются фильтрационные свойства коллектора. На месторождениях, содержащих парафинистые нефти, при бурении и эксплуатации скважин создаются условия, способствующие ухудшению условий фильтрации из пласта в скважину. Это влияет на процесс вовлечения в разработку всего интервала продуктивной толщи, ведет к снижению продуктивности скважины и эффективности разработки месторождения в целом на всех ее этапах. Поэтому задача заключается в создании жидкостей, наносящих минимальный ущерб продуктивной зоне.
Причин много К ним, в первую очередь, относятся использование несоответствующих геолого-физическим характеристикам пласта жидкостей глушения, несоответствие обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) его физико-химическим свой-
63
ствам, отложения высокомолекулярных соединений, химической и биологической кольматации, суффозионного разрушения пласта и последующей закупорки флюидопроводящих каналов материалом пласта.
Применение общепринятого способа глушения различными водными и неводными растворами приводит, как правило, к значительному увеличению сроков освоения и необратимому снижению продуктивности скважин Эффективность капитального ремонта во многом определяется способом глушения и материалами, используемыми в этом технологическом процессе.
В решении проблем глушения скважин кроется значительный резерв увеличения добычи газа и нефти. Особенно остро эта проблема стоит на поздней стадии разработки, когда опасность сокращения эксплуатационного фонда по рассматриваемой причине становится реальной. Поэтому задачей первостепенной важности является разработка такого метода глушения скважин, который не был бы зависим от параметров задавочной жидкости, технологически легко осуществлялся и не оказывал отрицательного влияния на фильтрационную способность коллектора. Перечисленные причины снижения газогидропроводности приза-бойной зоны пласта (ПЗП) после глушения скважины первоосновой имеют снижение проницаемости коллектора за счет проникновения частиц и фильтра жидкости глушения и последующей кольматации пород или создания в них блокирующих зон на пути движения газа или нефти к скважине. При этом существенно меняются физико-механические свойства пород пласта и ПЗП, прочность снижается, пласт разрушается.
Известны механизмы снижения гидродинамической связи скважины с пластом продуктивных коллекторов: механический (закупорка перового пространства или вынос песка) и химический. Факторами, способствующими загрязнению пласта, являются снижение пластового давления, обеспечивающее условия более глубокого проникновения механических частиц, фильтрата и жидкости глушения; образование отложений минеральных солей (ОМС) при смешении пластовых вод с ЖГ из-за различий ионно-катионного состава, а также количества ЖГ, проникающего в пласт. Снижение гидропроводности ПЗП после глушения скважин имеет много общих черт с уменьшением проницаемости ПЗП при заканчивании скважин (разбу-ривание продуктивного пласта, цементирование, перфорация, освоение скважины). Однако при ремонте скважин проблема обостряется факторами, присущими месторождениям, находящимся в завершающей стадии разработки. <
64
2.1. ПРИРОДА НАРУШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КАЧЕСТВ ПЛАСТА
Если отдача скважины после капитального или текущего ремонта не такая, как предполагалась, то это вызвано нарушением эксплуатационных свойств пласта. Если коллектор может давать больше флюида, то, возможно, понадобится его стимуляция.
Жидкая фаза бурового раствора содержит много закупоривающих соединений. Поскольку глубина проникновения фильтрата в песчаники может достигать 5 м или более (табл. 2.1), нарушение эксплуатационных свойств пласта под его действием является одной из важных причин снижения добычи. Однако степень закупорки зависит от чувствительности пласта к фильтрату. Чистые песчаники высокой проницаемости (несмотря на то, что проникновение фильтрата здесь происходит гораздо интенсивнее, чем в коллекторы низкой проницаемости) обычно не кольматируют, когда их пластовая вода химически совместима с фильтратом. Возможно снижение проницаемости в пределах до 100% в зависимости от типа породы пласта и растворов. Чувствительными являются пласты, содержащие глины, диспергируемые и/или такие низкопроницаемые породы, в которых прослеживаются проблемы насыщения, или коллекторы, дающие почти насыщенные рассолы, или нефти, содержащие парафин и асфальтены. Любое изменение минерализации поровой жидкости оказывает влияние на стабильность глинистых частиц в пористой среде. В частности, понижение минерализации или увеличение рН воды, окружающей глинистые частицы дестабилизированного пласта, действует так же, как частицы бурового раствора, вытесненные в его породу. По мере начала добычи мелкие частицы мигрируют в направление сужений либо образуют наносы в зависимости от размера зерен и пор.
Факторы, влияющие на инфильтрацию бурового раствора или жидкости глушения, включают:
— высокую проницаемость глинистой корки как результат либо неверно разработанной рецептуры бурового раствора или ЖГ, либо нарушения технологии бурения или освоения после ремонта и глушения скважины;
— длительное время контакта пласта и бурового раствора и/или ЖГ.
Вода является причиной размыва глин в пласте и образования водного барьера в низкопроницаемых породах. Диспергирующие агенты усугубляют проблемы, связанные с глиной, или
5 Заказ 129
65
выпадают в осадок внутри пор. Полимеры, устойчивые при температуре циркуляции, но уже являющиеся потенциальным закупоривающим материалом, могут деструктурироваться с образованием осадка при статических температурах коллектора, поддерживаемых в течение длительного времени. Буровые растворы на водной основе с высокой степенью минерализации образуют фильтраты, способные к взаимодействию с пластовыми водами с образованием различных типов твердого осадка.
Буферные жидкости при бурении и капитальном ремонте всегда содержат большое количество диспергирующих агентов, которые суспендируют и уносят частички раствора и обломки корки. Проникновение таких жидкостей в пласты обусловливает появление дополнительных проблем. Максимальная глубина проникновения фильтрата буферных жидкостей, цементных растворов и ЖГ соответствует нескольким сантиметрам и незначительна в сравнении с глубиной проникновения фильтрата бурового раствора, которая бывает равной нескольким метрам. Это не означает, что инфильтрацией следует пренебречь.
Таблица 21
Глубина проникновения фильтрата (согласно Симпсону)
Время, дни Глубина проникновения, мм
буровой раствор на нефтяной низкоколлоидный буровой раствор на нефтяной буровой раствор на пресной
основе основе воде
1 3,0 8,4 19,6
5 11,7 28,0 30,1
10 20,0 43,2 4,7
15 25,4 53,3 58,4
20 30,1 58,4 68,6
25 35,6 73,7 78,7
30 41,0 81,3 86,4
Широкое распределение цементных частиц по размерам в сочетании с применением высококоэффективных понизителей водоотдачи обусловливает ограниченное проникновение частиц и фильтрата цементных растворов в пласт. Однако относительно высокий рН фильтратов цементных растворов особенно вреден для глинистых минералов пласта. Ионы кальция, освобожденные частицами цемента, очень быстро заменяются
66
глинами в приствольной зоне. Соответствующее видоизменение состава фильтрата делает его совершенной дестабилизирующей жидкостью с точки зрения ее диспергирующей способности. Фильтрат цементного раствора, взаимодействующий с пластовыми водами, которые содержат высокие концентрации кальция, может вызывать оседание карбоната кальция, извести или гидроокиси силиката кальция.
Цементирование под давлением считается особенно вредным для разупроченных песчаников высокой проницаемости. Это очевидно при опробовании скважин при заканчивании и освоении после подземного ремонта. Высокое давление, создаваемое при исправительном цементировании, может вызывать гидроразрыв пласта, и произойдет проникновение в него цементного раствора; гидрогазопроводность ПЗП будет нарушена.
Перфорация (и повторный прострел) продуктивного интервала пласта всегда является дополнительной причиной коль-матации в пластах Будь это избыточная или недостаточная перфорация, она всегда уплотняет породу вокруг отверстий перфорации и создает зону средней толщины, равную примерно 1 см, в которой снижение проницаемости в среднем составляет 80%.
Существует множество других факторов, еще более снижающих продуктивность.
1. Избыточная перфорация всегда вдавливает обломки породы, полученные в результате действия перфоратора, в стенки отверстий перфорации и снижает проницаемость около отверстий.
2. Недостаточная перфорация создает в жидкостях, содержащих частицы, тот же эффект и также образует плотную, непроницаемую глинистую корку на стенках отверстий перфорации.
3. Недостаточная глубина проникновения каналов перфорации, которая не вышла за зону кольматации бурового раствора или ЖГ. Проникновение уменьшается соответственно эффективному напряжению пласта
4. Несоответствующий выбор геометрии перфорации типу пласта: дыры перфорации большого диаметра предпочтительны для мягких пород, подлежащих заполнению гравием; перфорационные каналы малого диаметра и высокопроницаемые предпочтительны для твердых пород.
Избыточный перепад давления может снизить поровое давление в приствольной зоне пласта до такой степени, что эффективное напряжение превысит предел прочности породы при сжатии. Такое явление очевидно в слабосцементированных
5*
67
песчаниках, в которых происходит вынос пластового песка в ствол скважины. Оно не столь явно в меловых породах, где наблюдаются уплотнение пласта и значительное снижение пористости в приствольной зоне, не вызывающее выноса обломков породы в пластовый флюид. Уплотнение мела возрастает четырехкратно — восьмикратно при закачивании пресных вод в процессе заканчивания или ремонта скважин. Разрушение пласта оказывает особо вредное воздействие в скважинах, где был произведен гидроразрыв и в которых оползание внутри упаковки расклинивающего агента обуславливает широкомасштабное падение производительности. Следует отметить, что, проявившись, такое нарушение не может быть устранено первичными обработками.
Снижение перового давления в процессе добычи, а иногда и охлаждение (как результат расширения газа) вызывают осаждения органического или неорганического материала. Такие осложнения воздействуют на эксплуатационную колонну и наземное оборудование. Однако они могут снижать проницаемость пласта. Активатор, например, глины, с большой удельной поверхностью, способствует отложению органических материалов (особенно асфальтенов) или осаждению солей в перенасыщенных солевых растворах. Обычный твердый осадок представляет собой карбонат кальция и сульфат кальция. Известны осложнения, связанные с отложением элементарной серы и хлорида натрия.
Асфальтосмолопарафинистые отложения (АСПО) на стенках пор могут несущественно уменьшить пористость пласта и абсолютную проницаемость. В результате порода остается гидрофобной, что снижает относительную проницаемость по нефти и может способствовать образованию эмульсионных барьеров, если одновременно поступает вода.
При очистке скважин с целью удаления отложений или продуктов коррозии эксплуатационных подъемных труб коль-матирующие материалы высокой концентрации могут проникнуть в продуктивную зону. Необходимо проявлять чрезвычайную осторожность, чтобы предотвратить уход таких суспензий в пористую среду. Особенно опасны соединения, растворимые в очищающей жидкости, поскольку они не могут образовывать нерастворимые корки, предотвращающие инфильтрацию в пласт. Ржавчина в кислоте или парафин в горячей нефти — это наиболее типичные повторно растворимые соединения, встречающиеся в стволе скважины. Они будут повторно выпадать в осадок в пласте и вызывать распространенную, серьезную и зачастую постоянную кольматацию.
68
Типичные проблемы, уже встречающиеся на других стадиях эксплуатации скважины, могут проявляться и в процессе кислотных обработок. Они включают:
— кольматирующие материалы, поступающие из насосно-компрессорных труб в пластовую породу;
— смачивание нефтью коллектора при наличии поверхностно-активных веществ, особенно ингибиторов коррозии, способных образовывать эмульсионные барьеры;
— водные барьеры;
— АПО при закачивании больших объемов кислоты.
В скважинах, где были произведены гидроразрыв и гравийная набивка, кислоты могут растворять набивочный песок.
Содержание воды в эксплуатационных скважинах может быть уменьшено закачиванием полиакриламидов. В большинстве случаев, однако, это приводит к одновременному снижению добычи нефти и газа. Кроме причин, присущих технологии (механическая, химическая или термическая деструкция полимера), отмечаются отдельные негативные факторы, способствующие нарушению эксплуатационных свойств пласта, вызванному обработкой:
— кольматация пласта не полностью растворенным полимером; ,» , i |
— кольматация пласта сшитыми гелями; • •
— неотфильтрованная исходная вода; \,,.t , •„/
— водные барьеры;
— взаимодействие воды и полиакриламида с пластовыми глинами, даже в нефтеносных зонах.
Большинство проблем, упомянутых выше, может также прослеживаться и в водонагнетательных скважинах:
— проникновение суспендированной твердой фазы и последующая кольматация;
— внутрипластовое повреждение глин;
— осадок, образованный в результате смешения несовместимых нагнетаемых и пластовых вод, или, как следствие, присутствие в коллекторе двуокиси углерода или сероводорода, или роста ионизации нагнетаемой воды растворением пластовых минералов (такого рода осадок трудно удалить из струйных насосов, так как он скапливается далеко от ствола скважины в результате повышения температуры или падения давления);
— коллоидная закупорка, особенно окисными соединениями железа, образованными в результате коррозии труб в присутствии кислорода в нагнетаемой воде.
В водонагнетательных скважинах развивается закупорка бактериальными остатками. Источником проблем, связанных
69
с данными типами заводнения, является растворение кремниевых пластовых материалов под действием флюидов с высоким рН или высокотемпературных пароконденсатов. Такое растворение может способствовать обвалам слабосцементированных песчаников или повторному оседанию двуокиси кремния в отдалении от ствола скважины, где снизились щелочность и температура заводнения. Определенный объем сво-боднодвижущихся цеолитов, вызывающих нарушения, образуется даже при высоких рН и температурах вследствие химической атаки определенных глинистых минералов (каолинита и монтмориллонита). Твердые осадки отдельных видов могут также выпадать в процессе заводнения щелочью (карбонаты кальция, кремнекислый магний и двуокись кремния в аморфном состоянии).
Характерные проблемы, проявляющиеся при закачивании СО2 в скважину, включают:
— образование органических материалов в результате контакта СО2 с пластовой нефтью (особый тип шлама);
— оседание твердого осадка сульфата бария в кислой среде или углекислого железа в результате взаимодействия СО2 с соединениями железа, образованными вследствие коррозии;
— растворение карбонатных материалов и соответствующее изменение пористости.
Дополнительные причины, способствующие нарушению эксплуатационных свойств пласта, и особенно связанные с закачиванием полимера в породы, включают:
— закупоривание пор гелевыми осадками;
— смешение и миграцию мелкодисперсной фракции пласта под действием псевдопластических жидкостей.
Твердый осадок представляет собой осевшие минеральные остатки Он может оседать в насосно-компрессорных трубах, дырах перфорации и/или в пласте Отложение осадка происходит в процессе добычи из-за более низких температур и давлений в приствольной зоне или в стволе скважины. Твердый осадок может также образоваться вследствие смешения несовместимых вод.
Различные растворители устраняют твердый осадок в зависимости от его минералогии. Наиболее часто встречающиеся типы твердого осадка представлены:
— карбонатным осадком СаСО3 и FeCO3;
— СаСО3 — это наиболее типичный тип осадка, встречается в коллекторах, богатых ионами кальция и карбоната и/или бикарбоната. Соляная кислота легко растворяет все карбонатные осадки;
— сульфатным осадком.
70
Сульфатные осадки встречаются, главным образом, в виде гипса (СаСО42Н2О) или ангидрита (CaSO4). Менее типичные, такие как барит (BaSOJ или сернокислый стронций, гораздо труднее удалить. Этилендиаминтетрауксусная кислота легко растворяет сульфат кальция. Сернокислые барий и стронций также могут растворяться в этилендиаминтетрауксусной кислоте, если температура достаточно высокая, а период контакта продолжителен: обычно 24 часа — минимальное время пропитывания осадка для скважины глубиной 4000 м с температурой на забое 100°С. Предпочтительна тетранатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, так как данный процесс растворения усиливается при слабощелочном рН; использовалась также и более кислая динатриевая соль.
Быстро растворимы в пресной воде или в очень слабокислых (HCI, уксусном) растворах:
— осадки соединений железа, например, сульфид (Fe2S) или двуокись (Fe2O3); соляная кислота в сочетании с восстановителем и связывающим агентом (этилендиаминтетрауксусной кислотой) растворяет такой осадок и предотвращает осаждение побочных продуктов реакции, таких как гидроокись железа и элементарная сера;
— осадки двуокиси кремния; они представлены очень тонкодисперсными кристаллизованными отложениями халцедона или аморфным опалом. Фтористоводородная кислота легко растворяет осадки двуокиси кремния; гидроокисные осадки (гидроокиси магния (Мд(ОН)2 или кальция (Са(ОН)2. Соляная кислота или любая другая кислота, которая может существенно снижать рН и не осаждать соли кальция или магния, может применяться для удаления такого рода осадков.
Период контактов является очень важным фактором при проведении обработки в целях удаления осадка. Основной проблемой при обработке отложений твердого осадка является обеспечение достаточного времени, чтобы кислота достигла осадка и эффективно растворила его основную массу. Обрабатывающая жидкость должна растворять большую часть осадка, только в этом случае обработка считается успешной.
Органические отложения представляют собой тяжелые углеводороды (парафины и асфальтены). Обычно они располагаются в НКТ, отверстиях перфораций и/или пласте. Несмотря на то, что механизмы образования органических отложений многочисленны и сложны, главным из них является изменение температуры и давления в приствольной зоне или в стволе скважины в процессе добычи. Тяжелые углеводородные фракции не растворяются в нефти и начинают кристаллизоваться.
71
Смешанные органические/неорганические отложения представляют собой смесь органических соединений и твердого осадка, ила и/или глин. В процессе миграции мелких частичек, появлению которых сопутствует увеличение поступления воды в песчаные коллекторы, смачиваются нефтью и служат участком образования центров кристаллизации для органических отложений.
В процессе добычи нефти и газа частицы могут мигрировать с флюидами и кольматировать приствольную зону. Если закупоривающие частицы образованы из коллекторской породы, то их обычно называют мелкодисперсными. Это глины (филлоси-ликаты с размером частиц обычно менее 4 мкм) и илы (силикаты или алюмосиликаты с размером частиц от 4 до 64 мкм). Они растворимы в смесях с фтористоводородной кислотой.
Кольматация мелкодисперсным материалом наблюдается в приствольной зоне в радиусе от 1 до 1,5 м. В песчаниках нарушение устраняется в процессе обработки кислотой, содержащей HF (грязевой кислотой различной концентрации или в сочетании с органическими кислотами и борофтористоводо-родной кислотой). Система с НС1 обычно используется для удаления мелкодисперсного материала, вызывающего нарушения в карбонатном пласте.
2.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ЗАГРЯЗНЕНИЮ ПЗП
1. Факторы, вызывающие механическое загрязнение ПЗП:
1.1. Засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов составляет 1—20 мм.
1.2. Закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или фильтратом цементного раствора.
1.3. Проникновение глинистого и тампонажного растворов в трещины.
1.4. Загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде.
1.5. Обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматации и суффозии (выноса мелких минеральных частиц и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном
72
движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций.
1.6. Кольматация пор пород ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.
2. Физико-литологические факторы, обусловленные действием пресной воды на цемент и скелет породы:
2.1. Проникновение в ПЗП фильтрата бурового (глинистого) раствора или специальных жидкостей или воды при капитальном и подземном ремонте скважин.
2.2. Закачивание воды в пласт для поддержания пластового давления.
2.3. Закачивание в пласт сбросной жидкости.
2.4. Прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт.
2.5. Прорыв закачиваемой в водонагнетательные скважины воды в ПЗП добывающих скважин.
3. Физико-химические факторы:
3.1. Проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости.
3.2. Образование в ПЗП устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины с последующим взаимным диспергированием воды (фильтрата) и нефти. Этому способствует наличие в нефти ас-фальто-смолистых веществ, являющихся эмульгатором. Нефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью и малой текучестью, в состоянии покоя они больше похожи на упругий гель, чем на жидкость. Из-за того, что вязкость эмульсии во много раз выше вязкости нефти, образование эмульсии в ПЗП всегда приводит к существенному снижению проницаемости пористой среды.
3.3. В водонагнетательных скважинах происходит выпадение солей в порах пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод.
4. Термохимические факторы:
4.1. Отложение АСП в скелете пород пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Этот процесс проте-
73
кает при охлаждении призабойной зоны во время вскрытия пласта, при длительной эксплуатации скважин и при закачивании воды в пласт.
4.2. Проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее их охлаждение, что способствует отложению солей и ухудшению проницаемости ПЗП.
4.3. Образование гидратов в газовых скважинах. Большинство перечисленных выше факторов снижения
проницаемости ПЗП действуют уже в процессе бурения и освоения скважин; они же являются определяющими при ремонте скважин.
Снижение проницаемости ПЗП происходит и при эксплуатации скважин. Из-за интенсивного выделения растворенного газа и снижения давления и температуры в призабойных зонах выдаются твердые частицы карбоната кальция, сульфата кальция и бария, т. е. образуются отложения минеральных солей (ОМС). Этому же способствуют современные методы разработки нефтяных месторождений с широким внедрением интенсивных систем заводнения и с применением поверхностных пресных и сточных вод для поддержания пластового давления. В этих условиях ОМС происходит и на подземном оборудовании. Особенно интенсивное оно при механизированных способах добычи нефти, так как именно этими способами добывается наиболее обводненная продукция.
Взвешенные твердые частицы и эмульгированная нефть, различные микроорганизмы и водоросли, содержащиеся в закачиваемых водах, загрязняют поверхности фильтрации, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта и снижают приемистость водонагнетательных скважин.
Заводнение продуктивных пластов иногда сопровождается появлением в них сероводорода, связанного с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). СВБ практически содержатся во всех поверхностных и подземных источниках воды, при закачивании которых неизбежно загрязнение ПЗП водонагнетательных скважин. Жизнедеятельность СВБ протекает без доступа кислорода. Источником энергии для их развития в нефтяном пласте служат углеводороды. Активная жизнедеятельность СВБ при разработке нефтяных месторождений снижает приемистость водонагнетательных скважин в результате выпадения в ПЗП карбонатных осадков (при замещении сульфатных ионов воды карбонатными), осадков сульфида железа (при использовании воды с большим содержанием железа) или закупоривания колониями микроорганизмов поро-вых каналов продуктивного пласта в ПЗП.
74
При капитальном ремонте скважин при изоляции каналов притока воды с задавливанием тампонажного раствора через перфорированные интервалы последние загрязняются по всей толщине. При отключении нижних пластов без применения пакера тампонажный раствор также может загрязнить соседний верхний перфорированный интервал.
Механизм загрязнения пласта рассматривался многими исследователями. Снижение проницаемости ПЗП происходит в основном за счет прохождения фильтрата (разбухание глинистых включений, образование закупоривающего поры осадка при контактировании с пластовыми водами) в пласт; проникновения в поры и трещины, промытости пласта твердой фазы; блокирования порового пространства эмульсионными растворами; адсорбционных сил, удерживающих воды в порах, ОМС и АСПО, а также некоторых технологических мероприятий, приводящих к поглощению жидкостей пластом.
Состав и свойства буровых растворов, применяемых для вскрытия продуктивных пластов и ЖГ при подземном ремонте, должны удовлетворять следующим требованиям:
— фильтрат бурового и цементного растворов должен быть таким, чтобы при проникновении его в призабойную зону пласта не происходило набухания глинистого материала ОМС, пе-нообразования в пористой среде горных пород;
— гранулометрический состав твердой фазы бурового и цементного растворов должен соответствовать структуре порового пространства, т. е. для предотвращения глубокой коль-матации содержание частиц диаметром большим на 30% размера поровых каналов или трещин должно быть не менее 5% от общего объема твердой фазы промывочного агента;
— поверхностное натяжение на границе раздела фильтрат — Пластовым флюид должно быть минимальным;
— водоотдача растворов должна быть близкой к нулю. Блокирование фильтратом отдельных пор сопровождается
изменением характера межзерновой связи в породе-коллекторе, что приводит к существенному уменьшению ее прочностных свойств. Поэтому при ликвидации последствий обводнения приствольной зоны следует учитывать, что высокий уровень депрессии при освоении скважины после бурения или глушения может привести к разрушению породы в зоне проникновения фильтрата.
Степень загрязнения поровых каналов твердой фазой бурового раствора в наибольшей мере определяется размерами каналов, их структурой, дисперсностью и концентрацией твердой фазы в растворе, а также значениями водоотдачи бурово-
75
го раствора, ЖГ и перепада давления в системе скважина — пласт.
Влияние зоны кольматации на приток флюида к стволу скважины варьирует в широких пределах. Наибольшее отрицательное влияние зоны кольматации отмечается в скважинах с открытым забоем. В скважинах с закрытым забоем это влияние в основном нейтрализуется зоной перфорации. В последнем случае следует оценивать влияние зоны кольматации, формирующейся на стенках перфорационных каналов.
Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц, а также макромолекул органических соединений сопровождается их адсорбцией в поровом пространстве неф-тенасыщенных пород. Эти частицы адсорбируются, как правило, на границах раздела нефть (газ) — фильтрат и, если поверхности раздела неподвижны, теряют свободу перемещения. При наличии в нефти большого количества АСПВ проникающие в пласт коллоидные и субколлоидные частицы адсорбируются на поверхности раздела фаз совместно с асфальтенами и смолами и образуют плотные межфазные пленки. В газонасыщенных пластах эти частицы адсорбируются на стенках поровых каналов. Поскольку указанные межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в нефти, следует предупредить их формирование путем введения в буровой раствор или ЖГ синтетических ПАВ. Степень загрязнения перового пространства породы-коллектора продуктами взаимодействия солей остаточной воды с химическими реагентами, поступающими в пласт с фильтратом, определяется наличием в воде осадкообразующих катионов. Образующиеся нерастворимые соединения в зависимости от характера смачиваемости их поверхности скапливаются в водной или нефтяной фазе, адсорбируясь чаще всего на границах раздела нефть — фильтрат.
Для глушения газовых скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт. Согласно правилам, минимальное превышение гидростатического давления столба жидкости глушения относительно глубины кровли пласта с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления приведено в табл. 2.2.
К указанному в табл. 2.2 значению репрессии добавляется величина произведения А-Кан, где
А — коэффициент, учитывающий колебания гидростатического давления при спуско-подъемных операциях:
76
Т а б л и ц а 2.2 Нормы превышения гидростатического давления над пластовым
Глубина скважины (интервал), м Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым, МПа
для нефтеводо-насыщенных пластов для газоносных, газоконден-сатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин
1000 1001—2500 2501—4500 4501 1,0 1,5 2,0 2,5 1,5 2,0 2,25 2,7
Кан — коэффициент аномальности пластового давления (проектного или фактического) по отношению к гидростатическому давлению при плотности воды 1 г/см3.
При диаметре ствола скважины 215,9 мм А = 5.
Коэффициенты А и Кан учитываются при глубинах, превышающих 1000 м.
Зная пластовое давление и глубину залегания кровли газонапорного горизонта, определяют необходимую плотность жидкости глушения по формуле:
„ Р„„-Ю6
• жг „
НПЛ
где ржг — плотность жидкости глушения, кг/м3;
Рпд — пластовое давление, МПа;
Нпл — глубина залегания продуктивного пласта, м;
К — коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной.
Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям:
— быть химически инертной к горным породам, составляющим коллектор;
— исключать необратимую кольматацию пор и трещин про-Ауктивного пласта;
— не оказывать коррозионного воздействия на металл сква-жинного оборудования и промысловых коммуникаций;
— обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ;
77
— жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.
При глушении скважины в затрубное пространство при расчетной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения. При этом для создания репрессии на пласт создается противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера (Ршт), установленного на линии трубного пространства.
При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину. По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным, равным Рнаг + Р' Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться. Как только жидкость глушения начнет заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям. Для этого необходимо приоткрыть штуцер. После выхода жидкости на поверхность штуцер должен быть полностью открыт, и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давлении в затрубном пространстве, вплоть до вымыва разгазиро-ванного бурового раствора.
Значения давления на забое и степень его влияния на при-забойную зону во многом определяются характером и интенсивностью проводимых в скважине операций при капитальном ремонте. Наибольшие гидродинамические давления возникают в скважине при восстановлении циркуляции бурового раствора или СЖ. Несмотря на то, что гидродинамические давления при восстановлении циркуляции действуют на пласт кратковременно, в пределах 3-х мин., они иногда вызывают гидроразрыв пласта. Причинами роста гидродинамических нагрузок на пласт являются также высокие скорости спускоподъ-емных операций. Гидродинамическая репрессия на пласты при этом может резко возрастать.
На коэффициент восстановления проницаемости существенно влияет не только состав воды, применяемой при вскрытии пласта, но и скорость фильтрации (градиент давления). Восстановление проницаемости керна при различных условиях находится в пределах 45—85% (табл. 2.3). Добавка к буровому раствору или СЖ применяемых различных реагентов, улучшающих его механические свойства, может в большей степени снизить естественную проницаемость коллектора. Влияние различных буровых растворов на первоначальную проницае-
78
мость пористой среды приведено в табл. 2.4. Результаты зарубежных исследований аналогичны.
В табл. 2.5. приведены данные о снижении коэффициента продуктивности скважин на Майкопском газоконденсатном месторождении после закачки в них бурового раствора. Коэффициент продуктивности, как правило, уменьшается более чем в 2,5 раза, а по отдельным скважинам в 3,5—4 раза. В отдельных случаях коэффициент продуктивности достигает своего первоначального значения по истечении длительного периода непрерывной эксплуатации.
Водоотдача цементных растворов велика: даже при небольших перепадах давления — свыше 90% воды, использованной на затворение цемента, поэтому необходимо применять цементные растворы с пониженной (регулируемой) водоотдачей.
С целью выяснения закупоривающего эффекта фильтрата цементных растворов по отношению к гранулированным коллекторам были проведены эксперименты с образцами алевролитов, отобранных из отложений палеоцена с глубины 2000— 3700 м. Эти образцы пород дважды помещали в формы, заполненные цементным раствором, а затем в автоклав и выдерживали по 2 и 1,5 ч. при температуре ШО—110° С и давлении 40,0 МПа. В табл. 2.6. приведены данные по изменению газопроницаемости образцов пород, отобранных в скважинах на соответствующей глубине указанной площади. Данные по изменению газопроницаемости приведены для трех сроков. Все образцы пород, поднятые из скв. 120 Восточно-Северской (Краснодарский край), отобраны из V горизонта, результаты опробования которого приведены ранее. Отечественная практика показала, что при цементировании скважин основными способами, направленными на предотвращение отрицательных последствий цементирования колонн на свойства продуктивных объектов, являются:
снижение репрессии на пласты, уменьшение фильтроотда-чи тампонажного раствора и достижение наибольшего физико-химического соответствия фильтрата тампонажного раствора компонентам коллектора, составу пород пласта и пластовых флюидов.
Практически этого можно достигнуть осуществлением следующих мероприятий:
ограничением высоты подъема тампонажного раствора в одну ступень путем применения специальных муфт при определенной скорости подъема раствора за колонной и уменьшении показателей его структурно-механических свойств, что позволяет снизить репрессию на пласты;
79
Восстановление проницаемости керна
Таблица23
Первона- Коэффи-
чальная циент
Порода нефте-прони- Вода восстановления Исследователи
цаемость, проницае-
мкм2 мости, %
Искусственный 0,6 Пресная 53 Жигач
песчаник (без 1,0 62 и Паус
примеси глины) 1,4 68
2,0 74
Девонский 0,4 -»- 42 В А Ше-
песчаник 1,2 46 валдин
Ромашкинского 2,0 50
месторождения 0,4 Пластовая 86
(девонская)
1,2 84
2,0 82
Юрский 0,01—0,2 55 Н Р Раби-
песчаник Любая нович
Таллиннского
месторождения
Влияние буровых растворов на проницаемость керна
Таблица24
Буровой раствор Восстановление первоначальной проницаемости, %
Вода 59,4
Буровой раствор без добавки реагентов 71,7
Буровой раствор + 10% УЩР 47,5
Буровой раствор +1% КМЦ 59,8
Пена 94,2
Раствор на нефтяной основе 95,0
,80
Уменьшение коэффициента продуктивности
Таблица25
Коэффициент
Время, сут продуктивнос-
ти, мУМПа CN
Про- ^
Номер сква- дуктивный пребы вание эксплуатации до закач- после закач \ S
жины гори- бурово- до ки ки
зонт го раст- иссле- раство- раство-
вора в дова- ра К1 ра К2
сква- ния
жине
7 I 48 10 683 340 2,0
17 II 1435 182 323 126 26
21 II 1498 73 2638 542 4,8
66 II 77 2 1157 902 2,4
14 II 1756 220 1210 355 34
18 III 1007 13 805 204 3,9
23 III 55 2 1200 165 73
24 III 84 24 2321 859 2,7
30 III 69 113 1575 541 2,9
снижением плотности тампонажного раствора (по всей высоте зоны цементирования или выше кровли продуктивного пласта) путем применения облегчающих добавок или аэрацией,
уменьшением фильтратоотдачи тампонажных растворов путем добавок полимеров или применения растворов на углеводородной основе, что позволяет снизить эффект закупоривания фильтрационных каналов в коллекторе вследствие гидратации его глинистых компонентов, выпадения солевых осадков и проявления поверхностных сил,
креплением продуктивного пласта без цементирования с использованием гравийных фильтров, обсаживания продуктивного пласта перфорированной колонной — фильтром (хвостовиком), цементированием с установкой пакера в кровле продуктивного пласта и закачиванием тампонажного раствора за колонну через спецмуфту выше пакера и др ,
оставлением необсаженного (открытого) ствола в зоне продуктивного пласта со спуском и цементированием эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта
Целесообразность применения того или иного мероприятия из перечисленных выше определяется геолого-физическими особенностями месторождений и устанавливается специальными исследованиями, которые требуют своего развития.
6 Заказ 129
81
Таблица26
Изменение газопроницаемости образцов после проникновения в них фильтрата цементного раствора
Пло- Номер Интер- №№ Газопроницаемость, мкм2
щадь сква- вал от- образ-
жины бора цов АО после после
керна, авто- первого второго
м клава опыта опыта
Северо-
Восточ-
ная 120 3498—3504 П-3 1,5 0,0 0,0
То же 120 3538—3545 П-1а 20,0 17,0 11,0
-»- 120 3538—3545 П-1 11,0 5,5 1,5
-»- 120 3555—3563 П-4 20,0 7,5 1,5
-»- — 3555—3563 П-110 39,0 2,4 15,1
Глубо-
кий Яр 725 2067—2077 П-1 61,0 49,0 21,5
То же 720 1994—2022 П-1 299,0 311,5 223,5
Клю-
чевая 190 3712—3717 П-6 1,5 1,0 05
Качественное, надежное разобщение пластов при цементировании колонн приобрело особое значение на месторождениях, в разрезе которых водоносные горизонты удалены от нефтеносных на незначительное расстояние. Их отрицательное влияние проявляется особенно на заключительной стадии разработки месторождений, В последние годы с вводом в разработку месторождений со слабопродуктивными пластами и так называемыми «водоплавающими» залежами особенно остро встал вопрос о качестве разобщения пластов, отделения продуктивных частей разреза от водоносных.
В результате анализа технико-экономических показателей и баланса календарного времени испытания эксплуатационных скважин после окончания их бурения за несколько лет выявлено, что среднее время испытания одной скважины колебалось в пределах 17—18 сут. В подземном ремонте срок освоения больше. При этом производительное время составляет 30% т. е. около 5,4 сут., непроизводительное — 70%, т.е. 12,6 сут., причем из них ожидание испытания занимает 22% (4 сут.), простои — 44% (8 сут.), остальное время, составляющее 3—4% (0,6 сут.), уходит на ликвидацию осложнений и аварий. Примерно такая же картина вырисовывается при освоении скважин после их капитального ремонта.
При анализе состояния дел по вопросам освоения скважин
82
после бурения и подземного ремонта прослеживается два направления по повышению эффективности работ в этой области:
улучшение организации работ с целью сокращения значительных (65—75% общего времени строительства скважин) потерь непроизводительного времени,
разработка новых прогрессивных технических средств и технологических процессов
Специальные жидкости (СЖ) для перфорации скважин. Кольматация перфорационных каналов значительно влияет на гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Однако сегодня на месторождениях в странах СНГ более 90% объема работ по вторичному вскрытию пластов или их перепрострелу (при капитальном ремонте) проводится кумулятивными перфораторами в условиях превышения давления на забое скважины над пластовым. При этом по ныне действующим техническим правилам ведения буровых работ перед перфорацией требуется заполнять эксплуатационную колонну таким буровым раствором, который применялся при первичном вскрытии пластов, что приводит к необратимому загрязнению призабойной зоны пластов. За рубежом давно уже отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости (СЖ) без твердой фазы или жидкости, вмещающие в себя кислоторастворимые наполнители.
Технология вторичного вскрытия пластов путем кумулятивной перфорации в наше время прошла три этапа развития.
На первом этапе кумулятивную перфорацию проводили в среде бурового раствора. Данные исследований однозначно свидетельствуют, что в этих условиях имеет место кольматация глинистыми частицами перфорационных каналов, вследствие чего их пропускная способность уменьшается в 2 раза и более. Однако такая технология сегодня применяется на большинстве месторождений, чем наносится значительный ущерб народному хозяйству. Наши эксперименты на скважинах Озен-Суата (Затеречный—Ставрополье) на глубине 3400 м показали полную закупорку отверстий перфорации во многих случаях.
Второй этап развития технологии вторичного вскрытия характеризуется использованием в качестве перфорационной среды специальных жидкостей без твердой фазы. Из таких жидкостей наиболее широкое применение нашли водные растворы солей, полимерные соляные растворы на углеводородной основе (РУО) и некоторые другие. Однако при этом не исключается кольматация пласта взвешенными частицами, которые попадают в СЖ во время ее приготовления, транспортирования и закачивания в скважину.
6*
83
Основные источники загрязнения СЖ при закачке их в скважину — остатки бурового раствора в колонне, манифоль-де, задвижках и других элементах циркуляционной системы. Значительное количество нерастворенных твердых частиц находится в технической воде и солях, которые используются для приготовления СЖ. В частности, концентрация взвешенных частиц в воде поверхностных источников, используемых на нефтепромыслах, колеблется от 50 мг/л (маломутные воды) до 250 мг/л и более (мутные). Как показали анализы проб, концентрация твердых частиц в СЖ после заполнения скважины достигает 1000—2000 мг/л. При таком загрязнении СЖ добиться положительного эффекта при вскрытии пласта невозможно.
Третьим этапом технологии вторичного вскрытия (или перепрострела) пластов является введение дополнительного комплекса работ по снижению концентрации взвешенных частиц, что предусматривает замену бурового раствора в скважине на СЖ в несколько этапов:
— замену бурового раствора в эксплуатационной колонне;
— отмывание ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и поверхностно-активных веществ (ПАВ) по закрытому циклу: емкость — насос — фильтр; для удаления вымытых твердых частиц: скважина — емкость;
— замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью. Для изъятия из воды вымытых твердых частиц и очищения СЖ используются фильтры разных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненных кварцевым песком, и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц до 2 мг/л, хотя практика подтверждает, что фильтрование снижает эту концентрацию только до 10 мг/л.
При выборе типа СЖ для заполнения зоны перфорации (и при перепростреле) необходимо руководствоваться правилами, реглментирующими требования к фильтрату бурового раствора на стадии первичного вскрытия.
К наиболее перспективным СЖ в условиях первичного и вторичного вскрытия пластов и их перепрострела с использованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей Na+ K+ и Са2+. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1400 кг/м3 следует использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелого СЖ — бромид кальция.
Буферные разделители. При порционном заполнении зоны перфорации СЖ важен выбор буферного разделителя между буровым раствором и СЖ. Этот буферный
84
раствор должен предупреждать смешение перфорационной среды с буровым раствором как во время заполнения скважины, так и во время следующих нескольких суток при многоразовых спусках перфораторов или других геофизических приборов. При этом буферный разделитель должен иметь прочную структуру и создавать возможность свободного прохода сквозь него перфоратора. Для предупреждения процесса смешения рекомендуется применять инвертную эмульсию, в которой буферная жидкость противоположна по природе смачивания обеим разделяемым жидкостям. К таким жидкостям может быть отнесена инвертная эмульсия следующего состава: дизельное топливо — 48,5%, эмультал — 1,5%, вода — 50%. Повышение плотности такой эмульсии достигается за счет ввода в нее мела или барита. В табл. 2.7 приведены некоторые рецептуры буферных жидкостей.
На месторождениях предприятия «Кубаньгазпром» впервые в отечественной практике в широких промышленных масштабах нашел применение способ вскрытия продуктивного пласта путем перфорации в газовой среде. Наибольший эффект этот способ дает при переводе работы скважин с одного горизонта на другой, вышележащий или нижележащий, ранее не эксплуатировавшийся. После определения герметичности эксплуатационной колонны (если все ранее вскрытые объекты были изолированы) башмак насосно-компрессорных труб, оборудованный воронкой, устанавливается на 3-^-5 м выше верхнего интервала перфорируемого горизонта. Устанавливается фонтанная арматура, и производится обвязка скважины для освоения и работы ее в газопроводе. С помощью воздушного компрессора и цементировочного агрегата производится полное удаление из скважины жидкости глушения. Газом из шлейфа производится продувка скважины для удаления воздуха. Устанавливается лубрикатор, через который в скважину по НКТ спускаются до заданной глубины специально разрушающиеся перфораторы ПР-54 или ПР-43 и производится выстрел.
О вскрытии горизонта свидетельствует быстрый подъем Давления на устье скважины. В зависимости от интервала перфорации производится дополнительно необходимое число спусков перфоратора. Плотность перфорации составляет 10 отверстий на 1 м, а длина вскрываемого фильтра за один спуск достигает 15 м.
Практикой установлено, что перед производством выстрела желательно в скважине создать максимальное избыточное Давление газа из шлейфа. В этом случае значительно уменьшайся интенсивность поступления пластового флюида из вскры-
85
Буферные разделители
Таблица??
Буферная жидкость Контролируемые показатели Макси-
свойств мальная
рецеп- объем- плот- условная статическое напря- ратура на
туры компонент ная доля, % ность, кг/м3 вязкость, с напряжение сдвига через жение электро- применение, °С
1/10 мин , дПа пробоя, В
1 Дизельное топливо 28—38 920—940 100—150 15—35/20—55 140—180 90
Эмультал 2
Пресная вода 60—70
2 Дизельное
топливо 28—38 960—1200 120—180 15—40/25—70 150—200 90
Эмультал 2
Водный раствор' 60—70
СаС12
3 Сырая нефть 38 960—1160 130—135 18—20/30—35 180—250 90
Эмультал 2
Водный раствор' 60
СаС12
4 Дизельное топливо 27—37 960—1200 110—170 15—35/20—60 250—350 150
Эмульгатор 3
«Нефтехим» 60—70
Водный раствор'
СаС12
' Плотность 1020—1380 кг/м3
тых отверстии и предотвращаются имевшие место случаи смятия каротажного кабеля, расположенного ниже башмака НКТ. После извлечения каротажного кабеля и демонтажа лубрикатора скважина в течение 1 ч-2 ч. отрабатывается на факел, а затем подключается к коллектору для эксплуатации.
Высокая эффективность перфорации скважины в газовой среде обусловлена тем, что вскрываемый горизонт практически не контактирует с промывочной или специальной жидкостью, и скважина вводится в эксплуатацию сразу же после перфорации с максимально возможным дебитом.
2.3. ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ
Повышение качества ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах — это, в первую очередь, обеспечение восстановления проницаемости ПЗП. Эти работы могут быть обеспечены двумя направлениями деятельности: разработкой составов жидкостей глушения и технологий, не оказывающих отрицательного влияния на нефтегазопроводность продуктивного пласта и ПЗП.
В России развитие получило пока только первое направление. В качестве жидкостей глушения скважин применяют буровые (глинистые) растворы, водные растворы минеральных солей (рассолы), растворы на углеводородной основе, пены.
Основные требования к ЖГ состоят в том, чтобы они не снижали проницаемости ПП и обеспечивали успешное проведение различных операций. Главные компоненты жидкостей глушения: жидкость (фильтрат), закупоривающие частицы, добавки различного назначения. Для низкопроницаемых коллекторов используются жидкости без твердой фазы.
После капитального или текущего ремонта почти во всех скважинах отмечается снижение продуктивности из-за загрязнения ПЗП. ЖГ должны подбираться из условий нанесения минимального ущерба продуктивному пласту и обеспечения проведения необходимых операций по ремонту и измерениям в скважине. Воздействие жидкости глушения на продуктивный пласт происходит с помощью двух механизмов: химического и механического. Примером смешанного или химического воздействия является процесс глинизации пласта и его закупорки жидкостями. Механическое воздействие на п\аст проявляется в закупорке пласта по стенке скважины и в приза-бойной зоне или в нарушении структуры пласта. Выбор ЖГ
87
во многом определяется геолого-физическими условиями. Для выбора жидкости глушения на газовых площадях Кубани учитывают ряд факторов: снижение набухания глин, температуру замерзания, коррозийную стойкость, совместимость с пластовыми жидкостями, плотность, возможную опасность для персонала и окружающей среды. Уделяется внимание выбору жидкостей глушения в зависимости от ряда показателей назначения. В частности, выбор концентрации добавок солей к воде для приготовления различных жидкостей глушения с целью достижения ингибирования глин рекомендуется осуществлять в следующих пределах' для NaCl 5—10%; СаС12 1 — 4%; КС1 1—3%.
Плотность рассолов может составлять: NaCl 1—1,17, СаС12 1 — 1,39; смесь NaCl u СаС12 1,2—1,4; КС1 1,0—1,16; смесь СаС12 и СаВг2 1,4—1,81 г/см3. Верхний предел плотности устанавливается, исходя из условий растворимости соли при рабочей температуре замерзания, или условий создания необходимого противодавления на пласт.
Скорость коррозии труб жидкостями глушения считается приемлемой и безопасной, если она составляет не более 0,125 мм в год.
Наиболее распространенной в настоящее время при неаномально высоких пластовых давлениях жидкостью глушения является раствор NaCl. Широкому применению этой жидкости способствуют недефицитность и дешевизна NaCl, его относительно хорошая растворимость в воде. Реже в качестве жидкости глушения используют водные растворы СаС12. Вместе с тем, в условиях низкопроницаемых заглинизированных коллекторов применение упомянутых жидкостей глушения приводит к значительному снижению продуктивности скважин после глушения, увеличению продолжительности процесса вызова притока после ремонта.
В качестве рабочих жидкостей для заканчивания и ремонта скважин, наряду с растворами NaCl, СаС12 используют растворы КС1, Na2SO4, Na2CO3, NaHCO3, CaBr2, K2CO3 и их смеси. Как показали проведенные в б.ВНИИКРнефти исследования для искусственных кернов (спрессованная смесь песка, 0,53% глины, 3% мела), значения (3 для растворов КС1, Na2SO4, CH4C1, Na2CO3, NaHCO3, K3PO4 находятся в пределах 95—100%, для СаВг2 — до 85%, для К2СО3 составляют 115—120%.
Таким образом, из названных реагентов только раствор К2СО3 является обрабатывающим, способным не только восстанавливать, но и повышать проницаемость глинистого песчаника-коллектора. Причина этой способности у растворов
К2СО3 объясняется высокой активностью ионов калия и относительно небольшим (например, по сравнению с ионом хлора у КС1) гидратным числом у иона СО3. Поэтому при ионообме-не с глинистыми минералами К2СО3 образует более тонкие (чем КС1) гидратные оболочки на глинистых частицах, чем обеспечивается повышение пористости и, соответственно, проницаемости заглинизированных песчаников.
К уменьшению толщины гидратных оболочек глинистых частиц приводит их обработка водными растворами комплек-сонов. В частности, в 1,6—1,7 раза уменьшается коэффициент набухания глин, обработанных 1%-ным раствором НТФ, по сравнению с коэффициентом набухания глин в воде.
В качестве жидкостей глушения используются также пена, метанол, дизтопливо, сырая нефть, эмульсионные растворы, минерализованная различными добавками (КС1, NaCl, СаС12, СаВг2) вода.
Нефть и нефтеэмульсионные растворы могут с успехом применяться в качестве жидкостей глушения в пластах с водо-чувствительными глинами. Однако повышенная пожароопас-ность и сложность приготовления являются причинами, препятствующими их широкому внедрению. По аналогичным и другим причинам не нашли распространения в качестве жидкостей глушения метанол и дизельное топливо.
Анализ регламентов на испытание скважин ряда производственных объединений России и СНГ показал, что в качестве жидкостей для глушения и перфорации скважин использовали: раствор СаС12 с добавкой мела и ПАВ («Укрнефть»), водный раствор ПАВ (там же), пластовая вода («Пермнефть», «Бе-лоруснефть»), ВИЭР («Татнефть», «Саратовнефтегаз») раствор СаС12 с добавками ПАВ («Саратовнефтегаз»), ИЭР («Куйбы-шевнефть», «Юганскнефтегаз»,), ИБР («Коминефть», «Нижне-волжскнефть»), нефть и пена («Белоруснефть»). В ПО «Урен-гойгазпром» реализованы многокомпонентные блокирующие растворы; результативно использованы рецептура и технология глушения газовых скважин морозостойкой пеной в условиях АНПД, применяются нефтеэмульсионные растворы.
Проведенный анализ источников научно-технической информации по жидкостям глушения позволяет сделать следующие выводы:
— на проницаемость терригенных заглинизированных коллекторов существенное влияние оказывает химическая природа Жидкости глушения;
— определяющим фактором в проблеме сохранения кол-лекторских свойств пласта, наряду с химической природой жид-
89
кости глушения, является наличие в ней механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм;
— наиболее технологичными и безопасными в применении из-за простоты приготовления и взрывобезопасности являются солевые растворы на водной основе без твердой фазы;
— разработка новых эффективных составов жидкостей глушения может осуществляться на основе водных растворов химических соединений с повышенными ингибирующими способностями по отношению к глинистой фазе коллектора, а также растворов на этой основе, содержащих растворимую твердую фазу;
— применение новых составов жидкостей глушения на водной основе «без твердой фазы» должно сопровождаться очисткой (используемого оборудования, скважины), при которой в призабойную зону исключается проникновение нерастворимых твердых мехпримессей с диаметром частиц 2 мкм.
Проблема наиболее полного использования добывных возможностей скважин в последние годы становится все более актуальной, так как условия разработки месторождений углеводородов усложняются в связи с вводом в эксплуатацию низкопродуктивных залежей. Основными условиями обеспечения наиболее полного решения этой задачи являются сохранение и улучшение коллекторских свойств ПЗП и пласта в процессе воздействия на них заканчивания и ремонта скважин. Решение этой задачи не может быть обеспечено без правильного выбора солевых составов, используемых в качестве жидкостей глушения и перфорации.
При проведении исследований для приготовления обрабатывающих жидкостей используются порошкообразные компоненты, поташ (К2СО3), нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), хлористый натрий (NaCl), хлористый кальций (СаС12), технический пентаэритрит, который представляет собой смесь формиата натрия, пентаэритрита, бисульфита натрия и в небольших количествах сахаристых веществ. Смесь хорошо растворима в воде. Растворы технического пентаэритрита имеют низкую температуру замерзания.
Исследования эффективности воздействия солевых составов проводились на искусственном керновом материале и оценивались по коэффициентам восстановления проницаемости кернов. Для исследования были сформированы искусственные керны, содержащие глинистые минералы. Пригодность кернов к исследованию определялись по их начальной воздухопроницаемости. Определение коэффициента восстановления проницаемости проводилось на установке УИПК-1-М по следующей методике (согласно РД 39-0147009-510-85).
90
1) Образец керна насыщается 3%-ным раствором СаС12;
2) создается гидрообжим образца керна;
3) осуществляется фильтрация через образец керна трансформаторного масла (ГОСТ 982-80) с постоянной объемной скоростью Q = 0,05 см3/с;
4) после стабилизации фильтрации (20 — 30 мин.) определяется начальная маслопроницаемость образца:
К -°"
где Q — объемная скорость фильтрации, м3/с;
Ц — вязкость трансформаторного масла, при 30°С ц = 1,31 Па-с;
1, F — соответственно длина (в см) и площадь поперечного сечения (в см2) керна;
Р0 — давление на входе в образец керна до его обработки солевым раствором, МПа;
5) образец керна насыщается испытываемым солевым раствором и выдерживается в течение заданного времени;
6) вытесняется солевой раствор трансформаторным маслом;
7) после стабилизации фильтрации определяется маслопроницаемость образца керна, обработанного солевым раствором, по вышеприведенной формуле, где вместо Р0 берется Р, т. е. давление на входе образца керна.
Воздействие солевого раствора на керновый материал оценивают коэффициентом восстановления проницаемости В = (KO/K!) • 100% в соответствии с отраслевой инструкцией РД 39-0147009-510-85.
Наиболее перспективными в плане повышения естественной проницаемости кернового материала являются (табл. 2.8) солевые растворы на основе поташа (К2СО3). Удовлетворительные результаты дает использование в качестве жидкостей глушения растворов технического пентаэритрита. Однако он значительно уступает поташу в утяжеляющей способности и выпускается промышленностью в виде водного раствора плотностью 1,22 — 1,24 г/см3. Таким образом, исследования на искусственном керновом материале показали, что наибольшим эффектом по повышению исходной проницаемости кернового материала обладают солевые растворы на основе поташа. В настоящее время только растворы на основе К2СО3 являются
91
О 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 t, ч Рис. 2.1. Динамика изменения коэффициента Р восстановления проницаемости во времени контакта образца с исследуемой средой t: 1 — раствор поташа плотностью 1,1 г/см + 3% НТФ, 2 ~ раствор поташа плотностью 1,1 г/см3, 3 — пресная вода
130
110
90
О 10 20 30 40 50 С, %
Рис. 2.2. Влияние массовой доли С водного раствора поташа на коэффициент восстановления проницаемости
Рис. 2.3. Влияние массовой доли С комплексонов (НТФ и ОЭДф) в водном растворе поташа на коэффициент восстановления проницаемости: 1 — обработка раствора НТФ, II — обработка раствора ОЭДФ
обрабатывающим материалом, способным не только восстанавливать, но и повышать проницаемость глинистого песчаника.
Исследовалась (П. П. Макаренко) динамика изменения коэффициента восстановления проницаемости кернов в зависимости от времени контакта с используемой средой (рис. 2.1), а также влияние массовой доли поташа (рис. 2.2) и комплексонов (рис. 2.3) на коэффициент восстановления проницаемости Исследования на коррозионную активность составов для глушения скважин и температуру их замерзания показали целесообразность их использования на практике.
Результаты изучения данной проблемы приводят к следующим выводам:
1. В качестве жидкостей глушения и перфорации, не снижающих проницаемость терригенных заглинизирован-ных коллекторов, могут быть рекомендованы солевые составы без твердой фазы (не содержащие частиц размером более 2 мкм) на основе поташа (К2СО3) с добавками комплексонов (НТФ, ОЭДФ), так как они не только сохраняют, но и увеличивают естественную проницаемость керново-го материала.
2. Солевые составы на основе поташа и комплексонов отличаются низкой коррозионной активностью.
92
3. Температура замерзания растворов поташа обеспечивает возможность круглогодичного использования их в качестве технологических жидкостей глушения.
Таблица28
Значения коэффициентов (3 восстановления проницаемости искусственных кернов при обработке рабочими жидкостями на водной основе
Номер опытов Состав Соотношение компонентов (объемная доля в %) добавки к объему раствора Плотность, г/ см3 (3, %
1 КС1 1,15 108
2 NaCl + KCl 1,15 102
3 NaCl + KCl 1,15 98
4 NaCl 5% КС1 1,15 100
5 КС1 5% К2СО3 1,15 122
6 КС! 5% К2СО3 + 2% НТФ 1,15 127
7 K2CO3 — 1,03 126
8 К2СО3 — 1,50 131
9 К2СО3 2% НТФ 1,15 145
10 Na2CO3 — 1,15 95
11 СаС12 — 1,15 105
12 Технический
пентаэтрит — 1,15 117
13 Технический
пентаэтрит 2-% НТФ 1,15 122
14 NaCl — 1,10 85
Особые сложности глушения газовых и газоконденсатных скважин возникают в скважинах с низкими пластовыми давлениями (рпл = (0,1 — 0,8) ргидр).
С целью исключения снижения проницаемости призабой-ной зоны при глушении скважин с пластовым давлением ниже гидростатического используется более перспективный метод глушения скважин — метод применения двухфазных и трехфазных пен с использованием эжектора.
2.4. ПЕНЫ
Перспективным для глушения скважин с пластовым давлением ниже гидростатического (особенно на завершающей стадии разработки месторождений) является способ
93
и технология глушения с применением двух- и трехфазных пен. Их применение предполагает снижение или полное устранение репрессии на продуктивный пласт путем регулирования плотности пены и снижения интенсивности поглощения, или полное его прекращение путем регулирования структурно-механических свойств пены. В результате предотвращения поглощения пены продуктивным пластом достигается сохранение его естественной проницаемости.
В состав двухфазных пен входят — вода, ПАВ — пенообразователь и стабилизатор из группы водорастворимых полимеров, а трехфазных пен — дополнительно высокодисперсная твердая фаза.
Состав двухфазных пен
Для освоения скважин и удаления продуктов кислотной реакции используются двухфазные водные и кислотные пены:
продукты реакции кислоты + пенообразователь: неионо-генные ПАВ 0,3—0,5% — ОП-7, ОП-10, превоцелл;
продукты реакции кислоты + пенообразователь: ДС-РАС, дисолван, сульфонол, «Прогресс», превоцелл, ОП-10 + метанол — 20—40%.
Спиртокислотная пена имеет преимущества по сравнению с обычной кислотой; она позволяет увеличить охват пласта обработкой по его толщине и размерам его поровых каналов, снизить поверхностное натяжение закачанного и нейтрализованного раствора кислоты, уменьшить скорость реакции, воздействовать на тонкопоровые каналы пористой среды, облегчить удаление продуктов кислотной реакции, глинистых загрязнений и воды из пласта и вынос их на поверхность, предотвратить гидратообразование.
Состав трехфазных пен:
Анионные ПАВ 1 —1,5%. ПО-1Д, «Прогресс» ДС-РАС, КЧНР и сульфонол;
стабилизатор: КМЦ, ММЦ — 0,5—1,0%;
высокодисперсная твердая фаза: бентонит — 10%.
Анионные ПАВ повышают стабильность трехфазных пен, которая достигает 600—700 мин.
Неионогенные ПАВ — 1,5—2%; ОП-10, неонол;
стабилизатор КМЦ; ММЦ — 0,5—1,0%;
высокодисперсная твердая фаза: бентонит — 2—10%.
94
Повышение содержания высокодисперсной фазы (бентонита) увеличивает устойчивость трехфазных пен в 10—50 раз. Применение ОП-10 исключает выпадение в призабойной зоне осадка при контакте с пластовыми водами.
Сульфонол 0,2—0,3%;
КМЦ 3,5%;
известь пушонка, химически
осажденный мел 0,5—2,0%;
вода все остальное
Свойства:
плотность 0,9—1,1 г/см3;
условная вязкость по ПВ-5 700—800 с;
водоотдача 4 см за 30 мин. по ВМ-6
СНС 1/10 1,5/3,0 дПа
2.5. ГЛУШЕНИЕ И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН - С ПРИМЕНЕНИЕМ КОНЦЕНТРИРОВАННЫХ МЕЛОВЫХ СУСПЕНЗИЙ
В ООО «Кубаньгазпром» совместно с СевКав-НИИгазом разработан способ глушения пласта на время ремонта концентрированной меловой суспензией на основе химически осажденного мела (меловая паста). Метод основан на способности последней в силу высокой дисперстности твердой фазы создавать в приствольной части пласта непроницаемый барьер, исключающий контактирование пород коллектора с рабочей жидкостью, находящейся в стволе скважины. При необходимости (после окончания ремонта) меловой барьер может быть разрушен солянокислотной обработкой, и гидродинамическая связь скважины с пластом восстанавливается. Определяющее значение при этом имеет то обстоятельство, что химически осажденный мел в силу высокой степени чистоты при взаимодействии с соляной кислотой не образует твердых осадков, а водный раствор хлористого кальция легко удаляется из пласта при освоении. Выделяющийся при реакции углекислый газ, способствуя разгазированию бурового раствора, или ЖГ, облегчает и ускорят процесс освоения. Метод широко реализован.
Химически осажденный мел представляет собой тонкодисперсный, микрокристаллический порошок, получаемый в промышленности карбонизацией известкового молока Са(ОН)2 Двуокисью углерода (СО3). Содержание углекислого кальция
95
колеблется в пределах 96—98%, влажность составляет 1—1,5%. Содержание примесей, не растворимых в соляной кислоте, изменяется в пределах 0,15—0,2%, что практически исключает возможность загрязнения коллектора продуктами реакции.
В качестве стабилизатора-структурообразователя, придающего неустойчивым меловым суспензиям упругопластические свойства, используется КМЦ. КМЦ наиболее полно отвечает требованиям, предъявляемым к реагентам-стабилизаторам меловых суспензий. Для стабилизации меловых суспензий можно использовать КМЦ со степенью полимеризации от 300 до 600, причем его стабилизирующая способность и термостойкость возрастают с увеличением степени полимеризации. Условная вязкость 5% водного раствора КМЦ-300 составляет 50— 70 с., КМЦ-500 — 250—300 с.
На основе данных лабораторных и промысловых исследований рекомендуются следующие составы для временного блокирования пласта при глушении скважин:
1) мел химически осажденный (2,7—2,8 г/см3) — 35—40%;
2) вода пластовая (1,01—1,05 г/см3) — 58—63%;
3) КМЦ-500 (или в переводе на КМЦ-500) — 1,5—2,5% (все в весовых %).
При этом технологические параметры суспензии после выдерживания в течение 5—6 часов при t= 100°C изменяются в следующих пределах:
Р = 1,28—1,31 г/см3, водоотдача (по ВМ-6) = 4—10 см3 за 30 мин., условная вязкость = 300—600 с., суточный отстой жидкой фазы = 1—2%.
В нормальных условиях водоотдача достигает 20 см3 за 30 мин., вязкость — 1000 с., суточный отстой — 0.
В сильно поглощающих скважинах (50—70 л/мин.) необходимо использовать суспензию с максимальным содержанием мела (40%) или добавлять 10—15% строительного мела.
Состав и параметры меловой суспензии, используемой для перфорационных работ, несколько отличаются от описанных выше. Это объясняется необходимостью свободного перемещения перфоратора в намечаемом к прострелу интервале:
— мел химически осажденный — 30—32%;
— пластовая вода — 65—67%; "
— КМЦ-500 — 2,5%.
С параметрами в нормальных условиях: плотность — 1,25— 1,26 г/см3, вязкость (условная) — 400—600 с, водоотдача — 10—12 см3 за 30 мин., СНС — 4—6 дПа, стабильность — 0,02 г/см3, суточный отстой — 0,3%. После термостатирования
96
(100— 140°C): p — 1,22—1,26 г/см3, вязкость по ПВ-5 —200— 300 с., водоотдача — 12—14 см3 за 30 мин., стабильность — 0,01 г/см3, суточный отстой — 0,3%.
Порядок приготовления суспензии
1. После определения необходимого количества суспензии и выбора ее состава в 50% общего объема воды растворяют КМЦ до получения однородной по вязкости массы. При использовании воронки или гидросмесителя для этого достаточно 30 мин.
2. В оставшихся 50% воды затворяют мел. При помощи гидросмесителя интенсивно перемешивают получившуюся суспензию в течение 30 мин.
3. Оба раствора смешивают и, перемешивая в течение 1 часа, добиваются необходимых параметров.
2.5.1. ОСОБЕННОСТИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ БЛОКИРОВАНИЕМ ПЛАСТА
Применение указанного метода рекомендуется при выполнении следующих ремонтных операций:
1) ревизии насосно-компрессорных труб и других подземных ремонтов;
2) переоборудовании скважин под плунжерный лифт;
3) ликвидации межколонных пропусков и замене устьевого оборудования;
4) временной консервации скважин;
5) устранении негерметичности эксплуатационных колонн с местом нарушения выше объекта разработки;
6) изоляции пластовых вод путем установки цементного моста с целью отключения нижней части объекта.
Промысловые эксперименты показали высокую эффективность перфорационных работ в среде меловой суспензии, в частности, при:
а) вскрытии объектов с низким пластовым давлением;
б) расширении (дострел) фильтра;
в) приобщении нового объекта;
г) повторной перфорации;
д) возвратных работах на ниже- и вышележащие горизонты.
Технологические схемы блокирования пласта при глушении скважин могут быть различными.
7 Заказ 129
97
ПЕРВАЯ СХЕМА
Скважина заполнена газом. Последовательность операций.
1. С целью очистки забоя скважина кратковременно продувается в атмосферу.
2. Для первичного блокирования часть расчетного количества пасты (от 1/3 до 1/2) закачивается по насосно-компрес-сорным трубам на забой.
3. Резкое повышение давления закачки свидетельствует о начале блокирования, и газ медленно, в темпе закачки, выпускается в атмосферу вплоть до появления циркулирующей жидкости.
4. Остальная паста транспортируется на забой сифонным способом и расходуется в зависимости от вида ремонта или идет на задавку в пласт (при длительном ремонте, высоких гидродинамических давлениях), или на заполнение части ствола в интервале существующего, или намечаемого к перфорации объекта.
ВТОРАЯ СХЕМА
Скважина имеет на забое столб жидкости, создающий противодавление, равное пластовому давлению (обводнившаяся скважина).
Рекомендуются два равноценных варианта.
Первый вариант
1. Скважина «разряжается» в атмосферу.
2. По насосно-компрессорным трубам закачивается расчетное количество меловой пасты и проталкивающая жидкость, объем которой равен объему насосно-компрессорных труб.
3. В затрубное пространство закачивается буровой раствор, объем которого равен объему затрубного пространства в интервале от устья до уровня пластовой воды.
4. Созданием избыточного давления расчетное количество меловой пасты задавливается в пласт.
5. Излишки меловой пасты удаляются из скважины обратной промывкой.
6. Выполняются работы по изоляции пластовых вод, предусмотренные планом ремонта (установка цементного моста без давления или взрывного пакера с заливкой небольшого количества цементного раствора желонкой).
98
Второй вариант
1. Скважина «разряжается» в атмосферу.
2 Замеряется уровень жидкости, определяется его высота Н и соответствующий ему объем жидкости V (рис. 2.4)
3. По насосно-компрессорным трубам закачивается расчетное (принятое) количество меловой пасты Vn и продавливающей жидкость Vnp, объем которой равен объему насосно-комп-рессорных труб в интервале высоты жидкости (h), вытесненной меловой пастой в кольцевое (затрубное) пространство.
Пример расчета
Известно
Высота столба жидкости в скважине, Н = 500 м
Диаметр эксплуатационной колонны, Д= 146 мм
Диаметр насосно-компрессорных труб, dTp = 89 мм
Объем меловой пасты Vn = 2000 л
Объем столба жидкости в скважине, VnB = 5410 л
Объем одного погонного метра 89 мм труб, VTp = 4,52 л
Объем 1 пог м кольцевого пространства, VK = 6,3 л
Пластовое давление, РПЛ = 50 кг/см2 (5МПа)
Насосно-компрессорные трубы опущены до нижних дыр фильтра Требуется определить объем проталкивающей жидкости (вода, обработанная ПАВ)
При доставке меловой пасты (Vrl = 2000 л) на забой объем пластовой воды (жидкости) VrlB = 5410 л, вытесняется в затрубное пространство и образует столб высотой
I
5410 63
- = 860 м
Рис. 2.4. Последовательность операций при блокировании пласта в обводнившейся скважине
Для уравновешивания столба h необходимо закачать продавливающую жидкость, объем которой равен
Vnp = hVlp= 860x4,52 = 3887 л
Следовательно, для транспортировки меловой пасты объемом 2000 л на забой «сифоном» необходимо закачать по насосно-компрессорным трубам" 3887 л продавливающей жидкости При этом достигается равенство уровней Жидкостей (воды и меловой пасты) в скважине, равномерное распределение 7*
99
меловой пасты в заданном интервале и обеспечивается безопасность проведения ремонтных работ, поскольку гидростатическое давление будет превышать пластовое более чем в два раза
4. Насосно-компрессорные трубы поднимают выше меловой пасты, и восстанавливают циркуляцию.
5. Выполняются работы по изоляции пластовых вод (аналогично пп. 4, 5, 6 первого варианта).
Основные элементы схем блокирования при выполнении различных видов ремонтных работ состоят в следующем. В качестве примера опишем последовательность операций при изоляции притока пластовых вод с отключением нижней части фильтра (позиция 8 ).
а) Дренируемый интервал, состоящий из трех объектов, блокируется меловой суспензией. Причем, способ блокирования выбирается, исходя из поглотительной способности скважин. При значительных поглощениях (3—4 м3/час) суспензия высокой вязкости (до 1000 с. по ПВ-5) транспортируется на забой и оставляется в интервале фильтра на 6—8 часов, в течение которых происходит постепенное закупоривание пор пласта частицами мела. Скважина заполняется пластовой или технической водой, обработанной ПАВ. При небольших поглощениях или их отсутствии для ускорения ремонтных работ применяется блокирование под давлением, когда суспензия в расчетном объеме залавливается в поры пласта, после чего восстанавливается циркуляция, и продолжаются ремонтные работы. В качестве рабочих жидкостей во всех случаях рекомендуется пластовая или техническая вода, обработанная ПАВ, тяжелый конденсат и дизтопливо.
б) Установкой цементного моста отсекается нижний обвод-нившийся пласт.
в) Оставшиеся два верхних газонасыщенных пласта деблокируются путем солянокислотной обработки под давлением. В скважинах, не склонных к поглощениям, после перфорационных работ в меловой среде чаще всего достаточно проведения солянокислотной ванны.
г) Приступают к освоению скважины.
Кроме основных схем временного блокирования пласта, может использоваться метод доставки меловой пасты в интервал, намечаемый к перфорации, с помощью желонки. Эта работа выполняется геофизической партией непосредственно перед перфорацией заданного объекта, что позволяет упростить технологию закачи меловой пасты и сократить количество спуско-подъемных операций. Применение этого способа рекомендуется при перфорации объектов, не превышающих 10—13 м.
100
2.5.2. ДЕБЛОКИРОВАНИЕ ПЛАСТА
И ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
При взаимодействии соляной кислоты с химически осажденным мелом образуется водный раствор хлористого кальция (СаС12) и углекислый газ (СО2), легко удаляемые из пор пласта в процессе освоения. Реакция протекает по следующей схеме:
СаСО3+2НС1 =СаС12+Н2О + СО2.
Хлористый кальций (СаС12) хорошо растворим в воде. При температуре 100°С растворимость его достигает 180 г на 100 г воды. Вязкость 20%-ного раствора СаС12 не превышает 16 с. (по ПВ-5).
Учитывая критические константы для углекислоты (давление Ркр = 7,29 МПа, температура Ткр = + 31,3°С), можно утверждать, что во всех случаях, когда кислота взаимодействует с мелом при температуре выше 31,3°С, реакция при любом давлении происходит с выделением СО2 в виде газовой фазы. Выделяющийся углекислый газ создает дополнительную энергию, способствующую процессу освоения.
Технология деблокирования призабойной зоны выбирается с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины и процесса блокирования при глушении. Возможны следующие варианты:
1. Обработка пласта кислотой в скважине, заполненной природным газом или воздухом. По первому варианту скважину перед освоением тщательно промывают водой, доставляют необходимое количество кислоты в интервал фильтра и в момент появления ее у верхних отверстий фильтра закрывают затрубное пространство. При этом после кислоты в общем объеме продавливающей жидкости закачивается 3—4 м3 газового конденсата (для предотвращения контактирования воды с породами пласта). При пластовых давлениях в 3—4 раза меньше гидростатических в качестве рабочей жидкости при блокировании и деблокировании желательно использовать стабильный конденсат. После этого созданием избыточного давления с помощью агрегата (например, ЦА-320) кислота задавливается в пласт. Чтобы избежать прорыва кислоты на отдельном участке фильтра и ухода ее в глубь пласта, задавку кислоты необходимо вести интенсивно, с поддержанием начального давления до окончания процесса.
По окончании деблокирования пласта немедленно приступают к освоению скважины методом аэрации, так как кислота
101
реагирует с химически осажденным мелом очень быстро, и времени, затрачиваемого для аэрации жидкости в скважине, вполне достаточно для полной реакции. Промедление в начале освоения может привести к поглощению пластом продуктов реакции и части рабочей жидкости и снижению эффективности способа. Следует иметь в виду, что способ оттеснения продуктов реакции в глубь пласта, часто применяемый при кислотных обработках на более раннем этапе разработки, совершенно не приемлем на завершающей стадии, когда чувствительность скважин к засорению пласта резко возрастает.
Процесс освоения скважины способом аэрации целесообразно проводить в такой последовательности.
1. При открытой факельной линии начать закачку в затруб-ное пространство воды, обработанной сульфонолом (0,1% концентрации, здесь и далее в пересчете на активное вещество), и воздуха. Агрегат ЦА-320 работает на второй скорости, компрессор УК.П-80 — с максимальной производительностью 8 м3 в мин. Закачку в указанном режиме производить до выхода аэрированной воды на «факел».
2. Увеличить концентрацию сульфанола в закачиваемой воде до 0,4% (работа агрегата ЦА-320 на первой скорости компрессора — прежняя). Закачку в указанном режиме производить до получения на факеле аэрированной воды с пеной.
3. Увеличить концентрацию сульфонола до 0,8%. Агрегат ЦА-320 работает на первой скорости в режиме: 10 мин. работы, 15 мин. остановки. Компрессор работает постоянно в прежнем режиме. Аэрацию вести в указанном режиме до получения на факеле обильной пены.
4. Концентрация сульфонола в воде доводится до 1%. Работа агрегата на первой скорости и малых оборотах в режиме: 5 мин. работы, 20 мин. остановки. Аэрацию вести до интенсивного выхода пены.
5. Компрессор продолжает работать с постоянной максимальной производительностью, агрегат прекращает работу. Такой режим поддерживается до полного освоения скважины. Оптимальным режимом освоения скважины описанным выше способом надо считать процесс, проводимый при давлениях на агрегате и компрессоре в пределах 20—60 кг/см2 (2—6 МПа).
При этом минимальное общее время, затраченное на опорожнение скважины глубиной 2500 м, должно составлять 7—8 часов, и распределяться по циклам следующим образом:
I цикл — 1 час 30 мин.
II цикл — 1 час 30 мин. III—IV цикл — 3 часа.
102
Для образования устойчивых пен в процессе освоения можно рекомендовать, кроме сульфонола, следующие химреагенты: ДНС-А, превоцелл, дисолван, лисапол, ОП-4, ОП-10, ДС-РАС и др.
Качественное деблокирование (в равной мере и блокирование) пласта достигается при условии установки башмака на-сосно-компрессорных труб на расстоянии не более 5 м от нижних отверстий интервала перфорации. С целью уменьшения сроков освоения скважины в 1,5—2 раза рекомендуется процесс освоения производить с помощью 2-х компрессоров типа УКП-80 с некоторыми поправками в режиме работы агрегата. При наличии газа высокого давления можно использовать его для освоения скважин, хотя такой прием неизбежно связан с потерями газа.
2. По второй схеме скважину осваивают способом аэрации, описанным выше, без предварительного деблокирования, и при получении притока газа или при полной продувке скважины воздухом доставляют расчетное количество соляной кислоты на забой, продавливая ее в призабойную зону газом или воздухом путем создания давления в трубном и затрубном пространствах одновременно. При этом необходимо использовать максимально возможное давление компрессора или газа из шлейфа. По окончании реакции (1,5—2 часа) скважину осваивают путем отработки на факел.
Освоение по II схеме целесообразно применять в скважинах, где пластовые давления не превышают 60 кг/см2 (6 МПа), блокирование пласта и ремонт проводились без избыточных давлений, а лифтовые трубы опущены до нижних дыр фильтра или установлены с упором на забой.
На главную страницу