Современные услуги в области права

Использование комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита скважин

Авторы: Авторы: Ю.В. Капырин, Е.И. Храпова (ООО «Сервис-нафта»), А.В. Кашицын (НГДУ «Жигулевскнефть»)

Дебиты нефтяных скважин, как правило, не соответствуют их потенциальным возможностям, что в большинстве случаев вызвано изменением фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП). Анализу причин и изучению механизма процессов, уменьшающих проницаемость ПЗП, посвящен значительный объем экспериментальных и теоретических исследований, моделирующих процессы, происходящие в пористой среде при первичном вскрытии пласта, цементировании и вторичном его вскрытии. Изучены такие вопросы, как механизм образования на поверхностях кольматирующей корки, состоящей в основном из глинистых минералов; влияние этого явления на продуктивность; «набухание» глинистых минералов при взаимодействии с водой минерализацией, отличающейся от первоначальной; проникновение в пласты фильтрата бурового раствора и др. Ухудшение фильтрационных параметров ПЗП также явилось предметом изучения специалистами в области гидродинамического исследования пластов и скважин, в результате стало возможным определение не только размеров зоны с ухудшенными фильтрационными параметрами, но и количественной их характеристики.

Однако, несмотря на большой объем накопленной информации о процессах, происходящих в ПЗП при бурении скважин, разработке нефтяных месторождений и реализации мероприятий, направленных на восстановление и повышение проницаемости ПЗП, не всегда удается получить дебиты скважин, соответствующие их потенциальным значениям. Трудности в освоении скважин, выходящих из бурения, скважин, находившихся в консервации, и при освоении скважин «новых» пластов связаны с ухудшением состояния ПЗП. Существуют два подхода к решению этой задачи.

Использование перфорационных систем с глубоким проникновением кумулятивной струи при относительно низком фугасном воздействии и оптимальных числе и пространственном расположении создаваемых каналов. Целью такого воздействия является проникновение за пределы относительно тонкого слоя закольматированной породы и создание гидродинамической связи между пластом и скважиной.

Использование технологий, основанных на химических, физических и физико-химических методах удаления из коллектора кольматируюших минералов для восстановления его первоначальной проницаемости или увеличения проницаемости выше первоначальной (кислотные обработки, термические методы, вибровоздействие, реагентная разглинизация и др.), а также различных видов комбинированных технологий, например, термогазохимического воздействия.

Однако, как показывает практика, использование для повышения дебита скважин только перфорационных систем с глубоким проникновением кумулятивной струи не решает поставленную задачу в полном объеме. Во-первых, радиус зоны ухудшенной проницаемости часто превышает глубину канала перфорации. Во-вторых, в момент срабатывания перфоратора создается репрессия на пласт, которая составляет несколько десятков мегапаскалей, даже если гидростатическое давление на забое скважины до перфорации было значительно ниже пластового. При этом, как показали экспериментальные исследования, глинистые минералы проникают в расширившиеся поровые каналы и трещины на глубину 3-5 мм и заклиниваются в них под действием горного давления. Характерно, что фильтрация через боковую поверхность канала отсутствует даже при создании депрессии до 12 МПа [1].

Для решения поставленной задачи была предложена и испытана новая комплексная технология вторичного вскрытия пласта, включающая оба указанных подхода: проведение глубоко проникающей перфорации с последующим или одновременным диспергированием и удалением глинистых минералов методом реагентной разглинизации (ас. №1707191), [2].

Эффективность предложенной технологии обусловлена, с одной стороны, снижением отрицательного влияния кольматации поверхности перфорационных каналов, что достигается внедрением в каналы реагента-разглинизатора, переводом глинистых минералов в тонкодисперсное состояние с последующим их растворением и удалением из ПЗП, и, с другой стороны, значительным увеличением объема пласта, в котором проницаемость возрастает в результате удаления глинистых минералов.

При выполнении работ с использованием предложенной технологии глубоко проникающую перфорацию проводили при помощи многоразовой корпусной перфорационной системы ПК105С фирмы «Перфотех», характеризуемой плотностью перфорации 12 отверстий/м, глубиной каналов 703 мм, диаметром каналов 11 мм, фазировкой зарядов 1200. Наряду с другими преимуществами этой системы необходимо отметить, что при ее реализации ствол скважины не засоряется.

Реагентная разглинизация как технология очистки ПЗП от глинистых минералов для повышения дебита добывающих скважин была впервые испытана в скважинах месторождения Асомкино НГДУ «Юганскнефтъ» в 1988 г. Позднее эти работы успешно выполнялись на месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Удмуртии и др.

В настоящее время разработаны различные эффективные составы реагентов и предложены технологические решения, позволяющие применять данную технологию в различных геолого-физичесих условиях (а.с. №1469932, №1721220, №1587181), [3-5]. Выбор реагентной разглинизации в качестве элемента комплексной технологии обусловлен несколькими факторами, основные из которых:

  • доказанная в промысловых условиях технологическая эффективность;
  • изученность механизма взаимодействия реагентов с глинистыми минералами различного состава;
  • улучшенные фильтрационные параметры ПЗП по данным гидродинамических исследований;
  • возможность устранения отмеченных негативных явлений, возникающих при перфорации;
  • многотоннажное производство основных реагентов;
  • проведение «стандартных» технологических операций обычно осуществляемых при ремонте скважин;
  • использование »стандартного» оборудования;
  • безопасность применяемых реагентов для работников и окружающей среды.

Для проведения работ с использованием предложенной технологии были выбраны скважины, освоение которых после бурения или консервации традиционными методами являлось малоэффективным или не результативным, а также скважины, дебит которых был существенно ниже потенциального, в то время как вблизи расположенные скважины с аналогичными параметрами пласта работали вполне удовлетворительно. При выборе скважин использовали косвенные признаки, указывающие на кольматацию ПЗП. Информация о состоянии ПЗП, получаемая при проведении гидродинамических исследований, практически отсутствовала.

Некоторые результаты применения комплексной технологии вторичного вскрытия пласта в скважинах месторождений ОАО «Самаранефтегаз» приведены в таблице. Дебит нефти в среднем возрос более чем на 16 т/сут, что с учетом продолжительности эксплуатации скважины с повышенным дебитом соответствует дополнительной добыче, составляющей несколько тысяч тонн нефти на скважину. Характерно, что посте ОПЗ обводненность большинства скважин осталась практически неизменной, по некоторым скважинам даже уменьшилась.

Улучшение фильтрационных параметров призабойной зоны в результате применения комплексной технологии вторичного вскрытия пласта позволило во многих скважинах для подъема жидкости использовать более производительную технику, чем до ОПЗ и перейти с периодической на непрерывную эксплуатацию скважин.

Следует обратить внимание на то, что в качестве объектов воздействия были использованы также скважины с низкими дебитами, 65% скважин имели дебит менее 5 т/сут, 55% — менее 3 т/суг. Полученные по этим скважинам результаты позволяют рекомендовать применение данного метода для повышения рентабельности малодебитного фонда скважин.

Рассмотрим более подробно использование комплексной технологии вторичного вскрытия пласта на примере скв. 732 и 734 южного участка Белозерско-Чубовского месторождения, которое находится на начальной стадии разработка. В 1992 г. началось интенсивное разбуривание залежи и наращивание отборов нефти. Относительно небольшой объем закачки воды (компенсация добычи жидкости закачкой составила 24%) и слабая активность водонапорной системы залежи снизили пластовое давление и дебита скважин. Продуктивный пласт Дк сложен мелкозернистыми средней плотности кварцевыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими простоями алевролитов и глин. Нефтенасыщенная толщина пласта в зоне указанных скважин составляет 8-16 м. Пористость 16-18%, проницаемость 0,15 — 0,3 мкм2.

При анализе дебетов скважин на этом участке было обращено внимание на несоответствие технологических параметров скв.732 и 734 (дебит нефти 0,09 т/сут, периодическая эксплуатация) и расположенных рядом скважин с близкими геолого-физическими параметрами продуктивного пласта, дебиты которых были существенно выше. Было предположено, что это является следствием интенсивной кольматации ПЗП в процессе первичного и вторичного вскрытия пласта.

Скв. 732 и 734 введены в эксплуатацию в июле 1996 г. В течение трех лет неоднократно проводились мероприятия для увеличения притока и вывода скважин на круглосуточную работу. Однако ни свабирование со снижением уровня жидкости в НКТ даже до глубины 2500 м, ни повторная перфорация зарядами ПКС-80, ни кислотные обработки не позволили получить приток жидкости из пласта и решить поставленную задачу. Применение комплексной технологии вторичного вскрытия пласта дало возможность получить приток нефти в этих скважинах и с использованием ЭЦН-20 обеспечить круглосуточную их эксплуатацию с дебитом нефти соответственно 16,8 я 19,8 г/сут.

Представляет интерес сопоставить технологическую эффективность, достигаемую при использовании комплексной технологии, с эффективностью технологий, входящих в ее структуру: с эффективностью использования глубоко проникающей перфорации и реагентной разглинизации.

В некоторых скважинах по технологическим или экономическим соображениям проводятся ремонтные работы с использованием только перфорации или только реагентной разглинизации. Результаты этих работ явились объектом для сравнения.

Так, на месторождениях НГДУ «Жигулевскнефтъ» в результате повторной перфорации зарядами ЗПК 105С дебит нефти увеличится в среднем на 13,6 т/сут, в то время как при комплексном воздействии — в среднем на 18,3 т/сут. Средний дебит скважин до воздействия составлял около 3 т/сут. На месторождениях НГДУ «Сергиевскнефтъ» использование комплексной технологии позволило получать дополнительно на 30% нефти больше, чем при применении только метода реагентной разглинизации. Начаты работы по использованию комплексной технологии в скважинах ОАО «Юганскнефтегаз», «Роснефть — Пурнефтегаз», «ТНК- Нягань».

Всего с применением данной технологии в 2000 г. было обработано более 80 скважин. Успешность превысила 80%. Результаты промышленных работ позволяют рекомендовать использование разработанной технологии вторичного вскрытия пласта в первую очередь:

  • в «сложных» условиях, когда традиционные методы воздействия малоэффективны, например, при интенсивной кольматации ПЗП глинистыми минералами;
  • в качестве технологического элемента на конечной стадии бурения нефтяных и газовых скважин;
  • при вводе в эксплуатацию скважин после консервации;
  • при переходе на новые продуктивные пласты

Таким образом, разработана, обоснована и испытана в промысловых условиях новая комплексная технология вторичного вскрытия пласта, включающая глубоко проникающую перфорацию и реагентную разглинизацию скважин. Эти элементы технологии могут быть реализованы как последовательно, так и одновременно. Такое сочетание технологических приемов позволяет получать качественно новый эффект. Технология может использоваться при воздействии на призабойную зону пласта в скважинах, освоение которых традиционными методами затруднено или не дает положительных результатов.

Опыт использования технологии в скважинах, выходящих из бурения либо находившихся в длительной консервации, а также в скважинах, в которых переходит на новые продуктивные пласты, позволяет рекомендовать применение ее на конечной стадии бурения нефтяных и газовых скважин.

Таблица сравнительных результатов

Список литературы к статье:
1. Капырин Ю.В, Храпова Е.И, Кашицын А.В. Использование комплексной технологии вторичного вскрытия пласта для повышения дебита скважин. НХ, 6, 2001, с.58-60.
2. Капырин Ю.В, Таратын М.Э, Храпова Е.И. Способ вторичного вскрытия пласта. Патент РФ № 2160827, 20.12.2000.
3. Капырин Ю.В, Таратын М.Э, Храпова Е.И. Способ вторичного вскрытия пласта. Патент РФ № 2183257, 10.06. 2002.
4. Медведев Н.Я, Сонич В.П, Мишарин В.А. и др. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты. НХ, 9, 2001, с.69- 75

© 2020 Политика конфиденциальности   Авторские права ®