Методы интенсификации добычи нефти на Первомайском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В настоящее время на разрабатываемых месторождениях России образовался большой фонд бездействующих скважин (около 40 000), ввод которых задерживается из-за отсутствия необходимых материально-технических средств. Это обстоятельство не только приводит к текущей потере в добыче нефти, но и изменяет проектные системы разработки месторождений, что в свою очередь ведет к уменьшению конечной нефтеотдачи.

Оценки показывают, что сейчас Россия занимает третье место в мире (после США и Канады) по уровню добычи нефти за счет применения прогрессивных методов интенсификации нефтеотдачи, что составляет около 9 млн. т/год (максимальная добыча равна 12 млн. т/год в 1990 - 1991 годах). Из них механические методы обеспечивают 59 % этого объема. Так же в нашей стране широкое применение получили химические методы, когда в США тепловые (63 %), а в Канаде - тепловые и газовые (около 50 %).

За последние 30 лет методы увеличения нефтеотдачи пластов применялись в России на 150 месторождениях, а в настоящее время только на 120 месторождениях. Возникает опасность резкого сокращения опытно-промышленных работ по испытанию методов нефтеотдачи пластов. Причем в первую очередь это относится к более мощным (обеспечивающим большой прирост нефтеотдачи) методам, которые, как правило, требуют использования дорогостоящих специальных технических средств (тепловые и газовые методы) и химических реагентов - полимеров, поверхностно-активных веществ и т.д. Преимущественное развитие начали получать более простые, менее мощные методы, не требующие для своей реализации значительных капитальных вложений и дефицитных реагентов. Примером может служить активно внедряемая на месторождениях Западной Сибири технология системного действия на пласт, обеспечивающая за счет определенной последовательности обработки скважин (специально подобранными растворами химических реагентов) увеличение на 2 - 5 % нефтеотдачи пласта. За короткий срок применения этой сравнительно простой технологии вовлечено в разработку более 2 млрд. т балансовых запасов и дополнительно добыто свыше 10 млн. т нефти. Однако использование этой технологии не может кардинально решить проблему увеличения нефтеотдачи месторождений. Необходимо применять технологии, повышающие степень нефтеизвлечения не менее чем на 8 - 10 пунктов по сравнению с процессом обычного заводнения - технологии гидродинамических методов воздействия на пласт, освоение комплексных технологий, обеспечивающих постоянный контроль за выработкой запасов нефти (такие методы строятся Научно-исследовательскими Нефте-газовыми Институтами).

В дипломной работе описаны методы увеличения добычи нефти на Первомайском месторождении, а также описано оборудование, применяемое при проведении этих методов.



1. Геологический раздел

скважина кислотный нефтегазоотдача призабойный

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Первомайское нефтяное месторождение своей большей (южной) частью расположено в Каргасокском районе Томской области, его меньшая (северная), часть находится на территории Сургутского района Тюменской области Ханты-Мансийского автономного округа в 600 км к северу от города Томска (рисунок 1). Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой, абсолютный минимум температуры в январе до минус 55оС, и коротким летом. Среднемесячная температура января минус 21°С, июля плюс 17°С. Ближайший населенный пункт - вахтовый поселок Пионерный, который расположен в 20 км восточнее месторождения. Через поселок Пионерный проходит насыпная грунтовая дорога с бетонным покрытием, соединяющая его с Игольско-Таловым месторождением и городом Стрежевым, а зимой действует зимник, соединяющий его с Томском. В поселке Пионерный имеется аэродром с взлетной полосой с бетонным покрытием, принимающий самолеты типа Ан-24, Ан-26. Доставка грузов осуществляется в основном в весенне-летний период речным транспортом по рекам Обь и Васюган. К Первомайскому месторождению подходит ЛЭП (линия электропередач). В поселке Пионерный распложены ремонтно-механические мастерские НГДУ (нефте- газодобывающее управление), база обслуживания бурения.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении района работ и месторождения принимают участие образования палеозойского складчатого фундамента, несогласно перекрытые мезозойско-кайнозойскими отложениями осадочного платформенного чехла мощностью от 2500 до 3500 м в глубоко погруженных зонах. Продуктивные пласты находятся в юрской системе в васюганской свите.

Юрская система J.

Васюганская свита J3 vs.

Тюменская свита трансгрессивно перекрывается прибрежно-морскими отложениями васюганской свиты, в составе которой выделяются две подсвиты: нижняя, представленная тёмно-серыми аргиллитами, и верхняя, сложенная песчано-глинистыми породами. Песчано - алевролитовые пласты верхне-васюганской подсвиты слагают регионально нефтегазоносный горизонт Ю1. Песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, полевошпатово-кварцевые.В кровле горизонта Ю1 обычно залегают зеленовато-серые глауконитовые песчаники барабинской пачки. Песчаники плотные, крепкосцементированные, мощностью от десятков сантиметров до 1 - 2 метров. Кимериджскому времени соответствуют чёрные плитчатые аргиллиты, слагающие георгиевскую свиту. Однако из-за малой мощности и неповсеместного развития по площади выделение георгиевской свиты в пределах изученного района нецелесообразно, и "георгиевские" аргиллиты рассматриваются в составе васюганской свиты. Мощность отложений васюганской свиты 60 - 75 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом плане Первомайское месторождение расположено в пределах Каймысовского свода и приурочено к Весеннему и Первомайскому локальным подеятиям, осложняющим центральную часть Нововасюганского вала.

С запада и юга к Каймысовскому своду примыкают Юганская и Нюрольская впадины, с востока - Колтогорский мегапрогиб. На севере Каймысовский свод узким прогибом отделяется от Нижневартовского свода.

Каймысовскому своду в фундаменте соответствует Верхне-Васюганский антиклинорий, выделяющийся четкими аномалиями в гравитационном и магнитном поле.

В пределах оконтуренной зоны выделялись Весеннее, Игайское и Первомайское локальные поднятия преимущественно северо-западного простирания. Размер Первомайского месторождения (поднятия) по изогипсе -2480 м составил 8*5 км, амплитуды 130 м.

По изогипсе - 2460 м Первомайское, Игайское и Весеннее поднятия объединяются в единую брахтантиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную более мелкими складками и куполамию.

Рисунок 2. Тектоническая карта района работ

IV - Каймысовский свод 6 - Первомайский вал

VII - Нововасюганский вал 7 -Лохтыньяхский вал

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность месторождения Каймысовского нефтеносного района стратиграфически связана исключительно с отложениями васюганской свиты (J3VS), залегающими непосредственно под региональной покрышкой -- аргиллитами баженовской свиты.

Залежь Первомайского месторождения приурочена к горизонту Ю1 васюганской свиты, сложенному двумя песчаными пластами Ю1-0; Ю1-1 и разделяющим их глинистым экраном мощностью от 7 до 14 м.

Пласт Ю1 литологически неоднородный, представлен мелкозернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность пласта варьирует в широких пределах от 7 до 30 м. Пласт по данным промысловой геофизики и керна водоносный, при опробовании его в четырех скважинах получены притоки пластовой воды от 4,7 м3/сут при динамическом уровне 187 м до 0,7 м3/сут при переливе.

Выше залегает продуктивный пласт Ю1-0, литологически однородный, хорошо выдержанный и коррелируемый по площади. Мощность пласта в пределах большей части месторождения закономерно увеличивается от 8,2 м в присводовой части структуры до 15 м на крыльях, при общей тенденции уменьшения мощности пласта в северном направлении за счёт постепенного замещения песчаников глинистыми разностями до полного выклинивания в районе скважины № 259. Литологически пласт представлен серыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками, полевошпатово-кварцевыми, реже полимиктовыми. Коллекторские свойства пласта характеризуются значениями открытой пористости 14,5 - 20,4 %, проницаемости параллельно напластованию 11,5 - 103,6 мд. По керну кровля пласта Ю1-0 также уверенно отбивается на контакте коричневато-серых битуминозных аргиллитов баженовской свиты с чёрными плитчатыми аргиллитами и зеленовато-серыми глауконитовыми песчаниками в кровле васюганской свиты. Опробование пласта проведено в двадцати семи скважинах. Пласт вскрыт пробуренными скважинами на глубинах 2444,0 - 2547,2 м, абсолютная отметка 2346,6 - 2462,2 м Залежь пласта Ю1-0 Первомайского месторождения - пластовая сводовая, литологически ограниченная на северо-западе в районе скважины № 259, вытянута с юго-востока на северо-запад на 40 км, шириной 3 - 9 км. Высота залежи 67 - 97 м. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 100 - 500 м до 1000 м в пределах южной периклинали. Общая толщина пласта изменяется от 1,2 м до 19 м, закономерно уменьшаясь в северо-западном направлении до полного замещения в районе скважины № 259. Эффективная толщина пласта в приподнятых его частях составляет 6 - 7 м и увеличивается на склонах до 8 - 14 м. Средняя эффективная толщина составляет 7,7 м, нефтенасыщенная - 6,6м.

По промыслово-геофизическим данным удельное электрическое сопротивление нефтеносного пласта составляет 4,5 - 28 Ом*м, водоносного -- 2,2 - 4,8 Ом*м. Внешние контуры нефтеносности залежей определены на структурной карте по кровле проницаемой части пласта Ю1, внутренние контуры -- на структурной карте по подошве пласта.

Данные по водообильности напорам контурных вод, химизм и метаморфизм вод юрского водоносного комплекса позволяют определить режим залежей как водонапорный. Пластовое давление в залежи, приведённое к абсолютной отметке 2440 м, составляет 258,3 - 265,5 атмосферного, пластовая температура 86,5 - 93°С.

Газовый фактор изменяется в пределах залежи от 17,6 до 76,0 м3/м3. Водонефтяной контакт на месторождении установлен по совокупности промыслово-геофизических данных результатов опробования и насыщения по керну.

В пределах основной залежи выявлен региональный наклон плоскости водонефтяного контакта (ВНК) с востока на запад. Для восточного склона ВНК принят на абсолютной отметке 2423 м, при опробовании пласта выше данной отметки получены притоки безводной нефти. На западном склоне месторождения ВНК по результатам опробования уверенно устанавливается раздел вода - нефть в интервале отметок от 2440 до 2445 м. В переклинальных частях залежи ВНК принят на отметках от 2423 до 2440 м. Наклон плоскости ВНК в пределах основной залежи обусловлен особенностями гидродинамического режима.

1.5 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

Исследуемый разрез наунакской свиты, представлен терригенными отложениями континентального генезиса. Условно он разделяется на 3 пачки Ю, Ю и Ю, каждая из которых представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и углей. Границы между пачками проводятся довольно уверенно, особенно между пачками Ю, Ю где их разделяет пласт угля, получивший распространение на всей площади месторождения. Корреляция песчаных тел возможна с определенной долей условности только в пределах пачки, и поэтому все песчаные пропластки в пачке называются Ю, Ю и Ю. Коллекторами являются, как правило, песчаники в основном, полимиктовые, реже кварцево-полевошпатовые, мелкозернистые, с незначительными прослоями среднезернистых разностей, крепко сцементированные, в различной степени известковистые и сильно глинистые.

Коллекторские свойства (пористость, проницаемость, нефтенасыщснность) продуктивных пластов наунакской свиты Первомайского месторождения определялись по данным исследования керна и интерпретации геолого-геофизических исследований. В связи с тем, что продуктивные пласты имеют распространение по всей территории месторождения, керн отбирался и анализировался в разрезах всех скважин. Всего проанализировано 70 образцов, но при подсчете запасов и построении геологической модели месторождения использовались только результаты исследований керна по скважинам, находившимся в пределах залежей (№ 131, 132, 133, 135), которых оказалось 69 образцов.

Анализ фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, выполненных на керновом материале в лабораторных условиях, показывает на незначительные вариации пористости в пределах разностей коллекторов при общем их низком значении, проницаемости 0,5 - 10 мд. По фильтрационно-емкостным свойствам коллекторы данного типа можно назвать уплотненными. Установленный предел коллектора пласта Ю составляет по пористости 10,1 %, по проницаемости 0,54 мд.

1.6 Физико-химические свойства и состав пластовой жидкости и газа

Поверхностные пробы нефти были отобраны в скважинах № 131, 133, 135 и повторно в скважине № 133 в процессе повторного испытания. Проведенные исследования показали, что замеры плотности нефти в поверхностных условиях изменяются в интервале 816,2 - 838,6 кг/м3 и в среднем принятое значение плотности равно 832 кг/м3 по результатам анализа в скважине № 131. Вязкость нефти в поверхностных условиях изменяется в интервале 5,3 -- 6,3 мПа*с. и принята равной 5,3 мПа*с. также по результатам анализа в скважине № 131. Содержание серы составляет 0,13 - 0,22 %, а парафинов 2,5 - 2,9 %

Определение газовых факторов также проводилось при испытании скважин № 131 и 133, где он составлял 66,6 м3/ м3 и 43 м3/ м3.

Относиться к результатам исследования проб пластовых флюидов по результатам исследования скважины № 135 и повторного исследования в скважине № 133, вероятно, необходимо с осторожностью, так как перфорация и последующий за ней гидроразрыва проведен в нефтенасыщенным пласте Ю совместно с газоконденсатонасыщенным пластом Ю.

Верхнеюрский водоносный комплекс представлен двумя водоносными комплексами, соответствующими продуктивным пластам Ю10 и Ю11, разделенными глинами толщиной 7 - 14 м. Скважины, вскрывшие пласт Ю10, средне- и высокодебитные. Минерализация изменяется от 32 до 40 г/л, с более высокими значениями в восточной части месторождения. Тип вод хлоридно-натриевый. Из редких элементов отмечено высокое содержание стронция (до 540 мг/л); в восточной части месторождения концентрация железа выше и достигает 150 мг/л.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс представлен отложениями покурской свиты. Воды комплекса используются для поддержания пластового давления. Воды по составу хлоридно-натриевые с минерализацией 17,9 г/л, бессульфатные, содержание общего железа около 1,9 мг/л.

Воды апт-альб-сеноманских отложений, применяемые для заводнения, близки по составу к водам продуктивных пластов, при смешивании не дают осадка.



2. Технико-технологический раздел

2.1 Методы увеличения проницаемости призабойной зоны пласта

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) приводит к снижению дебитов в нефтяных скважинах и приемистости в нагнетательных скважинах. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают или восстанавливают за счет создания или увеличения имеющихся дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, удаления из призабойной зоны смолопарафиновых отложений, окислов железа, механических примесей и т.д. Условно методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин разделяют на: химические, механические, тепловые, физические и вибрационные. Нередко эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно для получения лучших результатов. Химические методы чаще применяются и дают хорошие результаты в карбонатных коллекторах, а также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Химические методы воздействия применяют, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗП (соли, железистые отложения и т.д.). Наиболее распространенным методом при этом является проведение кислотной обработки. Механические методы увеличения проницаемости ПЗП применяют в продуктивных пластах, сложенных плотными породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта, щелевая разгрузка и т.д.

Тепловые методы применяются в тех случаях, когда в ПЗП образуются смолопарафиновые отложения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев призабойной зоны с целью удаления из нее смол, парафина, асфальтенов осуществляют с помощью прогрева ПЗП глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и т.д. При этом в ПЗП должна создаваться и поддерживаться температура выше температуры плавления смолопарафиновых отложений. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что и увеличивает проницаемость пород для нефти.

Последнее время с целью улучшения проницаемости ПЗП в нефтяных и нагнетательных скважинах применяют волновой, вибрационный, гидроимпульсный и акустический методы. Эти методы находятся в стадии доработки и совершенствования.

2.2 Оборудование, применяемое при проведении кислотной обработки

Для проведения кислотной обработки применяют специальный агрегат «Азинмаш-30» (рисунок 3), смонтированный на шасси вездеходного автомобиля КРАЗ-257 или другого мощного автомобиля. Агрегат оснащен цистерной с двумя гуммированными секциями по 5,3 м3 каждая и дополнительной прицепной цистерной емкостью 6 м3 с гуммированной внутренней поверхностью ее двух отсеков. Агрегат «Азинмаш-30» оснащен трехплунжерным насосом типа 2НК-500; насос обеспечивает подачу от 1,03 до 12,2 л/с при давлениях закачки 5 - 7,6 Мпа. На промыслах иногда применяют цементированные агрегаты ЦА-320 (рисунок 4) и 2АН-500. Если поршневая система этих агрегатов выполнена не в кислотоупорном исполнении, то после окончания работ всю систему промывают чистой пресной водой.

Приготовление и перевозку кислотных растворов осуществляют в автоцистернах 4ЦР вместимостью 9 м3 или ЦР-20 вместимостью 17 м3 и в мерниках, гуммированных (гуммирование - покрытие резиной для предохранения от коррозии) или покрытых специальными лаками или эмалями. В промысловых условиях в карбонатных коллекторах применяют несколько видов обработок: кислотные ванны, простые кислотные обработки, термокислотные обработки, поинтервальные кислотные обработки, кислотные обработки в динамическом режиме и т.д.

Рисунок 3. Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш-30: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны



Рисунок 4. Цементировочный агрегат ЦА-320: 1 - шасси автомобиля КрАЗ-250, КрАЗ-65101, Урал-4320-1912-30; 2 - коробка отбора мощности, редуктор; 3 - блок водоподающий с центробежным насосом; 4 - насос НЦ-320; 5 - колено шарнирное 50*70; 6 - колено шарнирное сдвоенное 50*70; 7 - бак мерный с донными клапанами; 8 - бачок цементный; 9 - манифольд; 10 - труба L = 4065; 11 - труба L = 2065; 12 - труба L = 1140

2.3 Технология проведения кислотной обработки

Перед началом проведения кислотной обработки в скважину спускают насосно-компрессорные трубы до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторакратное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. На рисунке 5 показана схема обвязки устья и оборудования скважины для проведения кислотной обработки.



Рисунок 5. Схема размещения оборудования при кислотной обработке скважины

В схеме показан обратный клапан (10), который предназначен для предотвращения излива кислотного раствора из скважины при вынужденных остановках насосов, связанных с пропусками в системе, отказом насосных агрегатов и т.д.

После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве (задвижка 3) и устьевой задвижки (10) через устьевую арматуру (1) через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами (6) из емкости (7). Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства (3) и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта (11). Затем насосные агрегаты (6) останавливают и насосным агрегатом (8) залавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости (9).

Объем продавочного раствора берут из расчета емкости НКТ, межтрубного пространства прифильтровой зоны скважины плюс 200-300 л дополнительной жидкости для того, чтобы кислотный раствор несколько оттеснить от стенки скважины внутрь пласта.

После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агрегаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и давления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глинистости и так далее). Скважину после кислотной обработки начинают осваивать через 10 - 12 часов, если пластовая температура не превышает 40°С, а на скважинах высокотемпературных (100°С и выше) - через 2-3 часа. Освоение чаще всего проводят с помощью компрессора. Компрессор в этих случаях заранее транспортируют на скважину, и после демонтажа обвязки устья и насосных агрегатов сразу обвязывают компрессор (УКП-80 или КС-100). Скважины осваивают через НКТ, нагнетая газ в затрубное пространство. Скважины могут осваиваться и другими способами (свабирование, промывка нефтью и так далее). После кислотной обработки нагнетательной скважины продукты реакции можно выбросить на поверхность самоизливом скважины или с применением метода аэрации (насыщение жидкости воздухом). В нагнетательных скважинах промывку, опрессовку системы и продавку кислотного раствора осуществляют той же водой, которую нагнетают в скважину.

При обработке скважин соляной кислотой кислота проникает, прежде всего, в наиболее проницаемые части пласта и трещины, а плохо проницаемые пропластки и участки остаются не охваченные кислотным раствором. В таких случаях делают повторные кислотные обработки под повышенным давлением. Высокопроницаемые участки при этом изолируют с помощью пакеров или закачивают в наиболее проницаемые участки высоковязкие эмульсии. После этого делают кислотную обработку, и кислота под давлением поступает в менее проницаемые участки.

На скважинах, где интенсивно выпадают смолопарафиновые отложения в ПЗП, эффективность кислотных обработок будет значительно выше, если предварительно расплавить и удалить из ПЗП эти отложения. Удаление смолопарафиновых отложений осуществляют или с помощью прокачки горячей нефтью, или делают так называемую термокислотную обработку.

Термокислотная обработка заключается в том, что на забой скважины, чаще всего, опускают магний, который при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. После спуска на забой магния (обычно прутки диаметром 2-4 мм, длиной 60 см) приступают к закачке кислоты в скважину как при обычной обработке. Можно применять и другие металлы. Например, при реакции соляной кислоты с твердым едким натром выделяется 592 ккал тепла на 1 кг натрия, при реакции с едким калием - 450 ккал тепла, а при реакции с магнием выделяется 4520 ккал тепла на 1 кг магния. После закачки первой порции соляной кислоты, предназначенной для термохимической обработки, сразу же закачивают кислотный раствор для заключительной стадии отработки. После завершения реакции скважину осваивают (удаляют продукты из пласта) и пускают в эксплуатацию. Чтобы солянокислотный раствор более глубоко проник в пласт, с целью повышения эффективности кислотной обработки применяют пенокислотные обработки.

Сущность пенокислотных обработок заключается в том, что в призабойную зону продуктивного пласта закачивается не обычный кислотный раствор, а аэрированный (аэрация - насыщение жидкости воздухом) раствор поверхностно-активных веществ с соляной кислотой в виде пены. При проведении пенокислотных обработок замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт и приобщению к дренированию участков пласта, ранее не охваченных процессом фильтрации. Малая плотность кислотных пен (400-800 кг/м2) и их повышенная вязкость позволяют значительно увеличить охват пласта воздействием кислоты всей продуктивной толщины пласта.

При пенокислотной обработке улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважины (компрессором при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения. Оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены. Степень аэрации при объеме воздуха в м3 на 1м3 кислотного раствора обычно принимается в пределах 15-25. При пенокислотных обработках применяются следующие ПАВ: сульфанол, ОП-10, катапин А, дисольван и другие. Для замедления реакции добавки ПАВ к раствору соляной кислоты составляют от 0,1 до 0,5 % от объема раствора соляной кислоты. Обработку продуктивных пластов, сложенных песчаниками с глинистым цементом, проводят смесью плавиковой (фтористоводородной) кислоты НР с соляной кислотой. Такую смесь кислот называют грязевой кислотой или глино-кислотной. Такая смесь кислот не может применяться для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, т.к. при ее воздействии на породу образуется осадок фтористого кальция СаF2, который способен закальматировать поровое пространство пласта. Взаимодействие грязевой кислоты с песчаником или песчано-глинистой породой приводит к растворению глинистых фракций и кварцевого песка (частично). При взаимодействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойство коллоидного раствора. Обрабатывают скважины грязевой кислотой в такой последовательности. Вначале в продуктивном пласте делают соляно-кислотную ванну. Если предполагают, что стенки эксплуатационной колонны покрыты цементной коркой, то в раствор соляной кислоты добавляют 1-1,5 % раствора плавиковой кислоты.

После этого в пласт закачивают 10-15 % раствора соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. Затем скважину осваивают с целью удаления продуктов реакции из пласта.

После этих операций в пласт закачивают грязевую кислоту - смесь 3-5 % плавиковой кислоты с 10 - 12 % соляной кислотой. Грязевую кислоту в пласте скважины оставляют на 10 - 12 часов и после этого освобождают скважину от продуктов реакции. Промысловые исследования по расходометрии-дебитометрии в скважинах выявили коэффициент охвата пласта обработкой от числа проведенных соляно-кислотных обработок, который уменьшается с увеличением их кратности. Даже самая эффективная технология кислотной обработки не гарантирует успеха без хорошей очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции. Вызов притока из пласта должен проводиться сразу же после кислотной обработки, а не через несколько суток, что часто бывает в промысловой практике по техническим или организационным причинам (человеческий фактор). С увеличением времени нахождения кислоты в пласте не только возрастает количество нерастворимых компонентов, но и происходит их закрепление в поровых каналах. К сопутствующим процессам, приводящим к образованию нерастворимых осадков, можно отнести гидроли-зацию (при взаимодействии веществ с водой происходит разложение исходного вещества с образованием новых соединений) трехвалентного железа и алюминия, присутствующих в растворе в результате растворения продуктов коррозии металла обсадных колонн и НКТ, взаимодействия кислотного раствора с цементным камнем и др.

При понижении концентрации кислоты это вызывает образование гидратов окислов, нерастворимых в указанных средах. Кроме того, в состав соляной кислоты, применяемой для кислотных обработок, в виде примеси входит определенное количество серной кислоты, при реакции которой с карбонатными породами образуются соли серной кислоты, выпадающие в осадок. Кроме этого, сами породы пласта могут содержать сульфидные соединения, взаимодействующие с кислотой и приводящие к тем же результатам. Предотвратить формирование экранирующего слоя с одновременным улучшением условий реакции кислоты с породой и очистки призабойной зоны, а также повышением охвата пласта обработкой, можно путем осуществления кислотной обработки в динамическом режиме (неустановившийся, постоянно меняющийся). Сущность технологии заключается в закачке раствора кислоты в режиме ступенчатого изменения давления на забое скважины и общей тенденцией к снижению давления во времени, что обеспечивает движение раствора и продуктов реакции по направлению к забою уже в процессе кислотной обработки. Это предотвращает закрепление нерастворимых продуктов реакции в пласте и способствует более полной очистке пласта от продуктов реакции.

С целью снижения доступа кислотного раствора в высокопроницаемые пропластки, каналы растворения и трещины, а главное - для повышения охвата пласта обработкой, перед кислотным раствором закачивается порция эмульгатора типа ЭС-2, нефтехим-1. Если рабочий кислотный раствор является углеводородным растворителем или в него входят углеводородные компоненты, эмульгатор (вещество, обеспечивающее создание эмульсий из несмешивающихся жидкостей) добавляют в первую порцию кислотного раствора.

Предварительная закачка эмульгатора или ввод его в первую порцию кислотного раствора в условиях пласта и его возвратно-поступательного перемещения образует на фронте продвижения рабочего раствора эмульсию повышенной вязкости, которая увеличивает гидравлическое сопротивление высокопроницаемых участков пласта, то есть создает условия направленной обработки менее проницаемых пропластков. Режим изменения давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пласта и пластового давления. Лучших результатов достигают при изменении давления в циклах в интервале 10 - 25 %. При меньшем изменении давления экранирующий слой на поверхности породы не разрушается, так как импульс движения жидкости в пласт очень слабый. Изменение давления в циклах более чем на 25 % также неэффективно из-за сокращения их числа.

Снижение забойного давления в циклах и, соответственно, вызов притока жидкости из пласта можно осуществлять компрессором, струйным насосом или высокопроизводительным ЭЦН. Наиболее предпочтительно для этой цели применять струйный насос.

При осуществлении процесса с помощью струйного насоса можно создать практически любые депрессии на пласт. Технологическая схема проведения кислотной обработки в динамическом режиме с применением струйного насоса показана на рисунке 6.

Рисунок 6. Схема технологической операции кислотной обработки ПЗП в динамическом режиме с использованием струйного насоса: а - расположение подземного оборудования в скважине, заполнение НКТ кислотным раствором; б - запакеровка межтрубного пространства, закачка кислотного раствора в пласт; в - спуск в НКТ шарового клапана, прокачка жидкости через струйный насос (создание депрессии); г - приподъем шарового клапана и закачка кислотного раствора в пласт; 1 - НКТ; 2 - струйный насос; 3 - пакер; 4 - хвостовик; 5 - шаровой клапан; 6 - продавочная жидкость; 7 - раствор кислоты

В скважину на НКТ (1) опускают струйный насос (2) и пакер (3) с хвостовиком (4), длина которого соответствует объему 1 - 1,5 м3. Конец хвостовика устанавливается против обрабатываемого пласта. НКТ заполняют ингибированным раствором соляной кислоты (рисунок 6 а), при этом скважинная жидкость вытесняется в затрубное пространство.

После этого с помощью пакера разобщают межтрубное пространство и цементировочным агрегатом ЦА-320 или АН-700 закачивают в пласт расчетное количество кислотного раствора на повышенной скорости. Раствор кислоты из НКТ вытесняется пресной или минерализованной водой (рисунок 6 б). Затем в скважину по НКТ спускают на скребковой стальной проволоке шаровой клапан (5). В конструкции струйного насоса используется шарик, который спускается в комплекте с насосом или сбрасывается в НКТ после спуска насоса. Шаровой клапан садится в клапанное седло и перекрывает центральный канал. Вслед за этим цементировочным агрегатом при заданном давлении через НКТ струйным насосом в затрубное пространство прокачивают жидкость.

При этом в призабойной зоне создается депрессия на пласт. Раствор соляной кислоты вместе с продуктами реакции выходит из пласта и частично заполняет хвостовик (рисунок 6 в). После этого приподнимают шаровой клапан и через определенное время (5 - 10 минут) расчетный объем раствора кислоты из хвостовика закачивают в пласт (рисунок 6 г). Затрубное пространство в этом случае перекрывают задвижкой. По вышеизложенной технологии проводят несколько циклов. В каждом последующем цикле увеличивают объем поступающей из пласта жидкости, а объем возвращаемой в пласт жидкости уменьшается. Процесс продолжается до полного освоения скважины. Кислотную обработку пласта в динамическом режиме можно проводить с помощью передвижного компрессора (УКП-80 или КС-100) и специального клапана. Схема кислотной обработки в динамическом режиме с использованием передвижного компрессора показана на рисунке 7.



Рисунок 7. Последовательность проведения кислотной обработки в динамическом режиме с использованием передвижного компрессора и клапана: а - расположение подземного оборудования в скважине, замещение скважинной жидкости на кислотный раствор; б - продавка кислотного раствора в пласт; в - спуск шарового отсекателя, вытеснение воздухом скважинной жидкости в межтрубное пространство; г - отток кислотного раствора из пласта за счет создавшейся депрессии; д - закачка кислотного раствора в пласт продавочной жидкостью; 1 - НКТ; 2 - корпус клапана; 3 - пакер; 4 - шаровой отсекатель

Кислотная обработка пласта проводится практически в той же последовательности, что и при использовании струйного насоса.

Способ кислотной обработки в динамическом режиме широко применяется на месторождениях с карбонатными.

2.4 Гидравлический разрыв пласта

Для увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, наряду с другими способами, применяется гидравлический разрыв пласта (ГРП).

ГРП - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого в ПЗП закачивается жидкость под высоким давлением, превышающим горное давление и прочностные свойства породы пласта. В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью закачивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкнулись трещины после снятия давления на пласт.

ГРП происходит, как правило, при давлении ниже полного горного давления для глубоких скважин и равным или несколько большим, чем полное горное давление, для скважин небольшой глубины. Чаще всего давление разрыва на забое скважины превышает в 1,5 - 2 раза гидростатическое давление (давление, оказываемое покоящейся жидкостью).

Трещины, образовавшиеся в процессе ГРП шириной 2 - 4 мм, могут достигать в длину несколько десятков метров и, соединяясь между собой и с другими трещинами, значительно увеличивают проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта. ГРП является одним из эффективных способов повышения дебитов скважин. Дебиты скважин после ГРП увеличиваются в 2 и более раза. Однако в промысловой практике имеются случаи увеличения дебитов нефти по скважинам после ГРП в десятки и более раз. ГРП не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины (дренаж - удаление воды с участка), но и зачастую существенно расширяет эту зону, приобщая к выработке слабодренируемые пропластки, за счет чего увеличивается конечное извлечение.

ГРП применяется:

· для интенсификации добычи нефти из скважин с сильно загрязненной призабойной зоной за счет создания трещин;

· с целью обеспечения гидростатической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширения зоны дренирования;

· для ввода в разработку низкопроницаемых залежей и перевода забалансовых запасов нефти в промышленные (к забалансовым относятся запасы, которые в случае низкого качества нефти или газа, малой производительности скважин, ограниченности запасов или особой сложности эксплуатации не могут быть введены в разработку в настоящее время, но могут рассматриваться как объект для промышленного освоения в дальнейшем);

· при вводе в разработку сложно сложнопостроенных и неоднородных пластов с целью увеличения темпов отбора нефти и повышения конечного нефтеизвлечения;

· для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

· для увеличения приемистости нагнетательных скважин (приемистость - характеристика нагнетательной скважины, показывающая возможность закачки рабочего агента (воды, газа, пара и др.) в пласт; определяется объёмом смеси, закачиваемой в пласт в единицу времени);

· в скважинах с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью пласта.

Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, расположенных вблизи водонефтяных и газонефтяных зон, в которых возможно ускоренное конусообразование и прорыв воды и газа в добывающие скважины; в истощенных пластах с низкими остаточными запасами, а также в карбонатных коллекторах с хаотичной (беспорядочность) проницаемостью. ГРП проводят в следующем порядке. В скважину спускаются НКТ, а выше кровли (крыша, поверхность пласта) продуктивного пласта или пропластка, в котором планируется провести ГРП, устанавливают пакер и якорь. Скважину промывают водой с целью очистки забоя от глины и механических примесей. При необходимости иногда перед ГРП проводят соляно-кислотную обработку, дополнительную перфорацию и т.д. Затем в скважину по НКТ нагнетается жидкость разрыва в объемах, необходимых для создания на забое давления, необходимого для разрыва пласта. Пакер спускается для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления, создаваемого насосами во время ГРП. Пакер устанавливается над пластом или пропластком, где проводится ГРП. Он полностью разобщает зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины. При этом давление, создаваемое насосными агрегатами, действует только на пласт или пропласток и на нижнюю часть пакера. В процессе ГРП на пакер снизу вверх действуют большие усилия от создаваемого давления, и если не принимать соответствующие меры, то пакер вместе с НКТ будет подниматься вверх. Чтобы не допустить этого, на НКТ устанавливается гидравлический якорь (устройство, не допускающее смещение пакера). Создаваемое в НКТ давление при закачке жидкости в скважину передается на поршни гидравлического якоря, они выходят из своих гнезд и прижимаются к обсадной колонне. При этом чем выше давление, тем с большей силой поршни прижимаются к эксплуатационной колонне. Кольцевые грани на торце поршней врезаются в эксплуатационную колонну и препятствуют перемещению НКТ с пакером.

Жидкости для ГРП разделяются на 3 категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.

Рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы продуктивного пласта. В этой связи при ГРП в нефтяных скважинах применяются жидкости на углеродной основе, а в нагнетательных - на основе воды. Однако в скважинах с карбонатными коллекторами в качестве рабочих жидкостей могут быть использованы водные растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе.

Жидкость разрыва пласта должна хорошо проникать в пласт и в естественно существующие в нем трещины. Жидкости разрыва в основном применяются:

1) углеводородные;

2) водные растворы

3) эмульсии

Указанные жидкости приведены в таблице 1.



Таблица 1. Рабочие жидкости при ГРП.

Углеводородные жидкости	Водные растворы	Эмульсии
Дегазированная нефть	Сульфат-спиртовая барда (ССБ)	Гидрофобная водонефтяная эмульсия
Углеводородные жидкости	Водные растворы	Эмульсии
Амбарная нефть	Раствор соляной кислоты	Гидрофильная водонефтяная эмульсия
Мазут или его смеси с нефтями	Загущенные растворы соляной кислоты	Нефтекислотные эмульсии
Дизельное топливо (керосин), загущенное специальными реагентами	Загущенная различными реагентами вода	Керосино-кислотные эмульсии

В нефтяных скважинах, которые переводятся в нагнетательные, при ГРП могут быть использованы жидкости на водной основе.

Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей, а при соприкосновении с породой и пластовой жидкостью не должны образовывать нерастворимых осадков.

Наибольшее предпочтение при ГРП должно отдаваться жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях. Во время проведения ГРП вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной. Чаще всего жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в нефтедобывающих скважинах. В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва применяют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид (ПАА), сульфат-спиртовая барда (ССБ), карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ). Применяя жидкость на водной основе, следует учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые глинистые компоненты пластов при соприкосновении с водой набухают. В таких случаях в жидкости на водной основе добавляют химические реагенты, которые стабилизируют глины при смачивании. Эмульсии приготавливаются механическим перемешиванием компонентов насосами с добавкой в них химических реагентов.

Жидкость-песконоситель применяется для подачи песка с поверхности в образуемые в пласте трещины. Жидкость-песконоситель должна быть не фильтрующейся или с быстро снижающейся фильтруемостью, а также должна обладать высокой пескоудерживающей способностью. В качестве жидкостей-песконосителей применяются те же жидкости, что и для разрыва пласта.

Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и недопущения их смыкания при снятии давления. Для закрепления трещин, образуемых во время ГРП, применяется кварцевый песок с размером зерен 0,4 - 1,2 мм. Песок должен быть чистым, не загрязненным пылевидными или глинистыми частицами. При первых ГРП следует вводить в каждую трещину не менее 1,5 - 2 т песка.

При закачке в пласт больших количеств песка (более 15 - 20 т) с целью более глубокого проникновения его по трещинам, первые порции песка (30 - 40 %) закачивают мелкозернистым песком мелкой (0,4 - 0,6 мм) фракции с последующим переходом на закачку песка более крупной фракции. Применяемые на практике концентрации песка в жидкости-песконосителе меняются в пределах 200 - 1000 г/л и зависят от пескоудерживающей способности жидкости и технических возможностей применяемых насосов. Кварцевый песок имеет большую плотность (2650 кг/м3), которая значительно отличается от плотности жидкости, вследствие чего песок преждевременно оседает из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин.

Кроме того, его плотность на смятие в ряде случаев бывает недостаточной. С учетом этого применяют в качестве наполнителя стеклянные шарики, зерна агломерированного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха, проппанат и другое. Плотность стеклянных шариков близка к плотности кварцевого песка (2650 кг/м3), но они прочнее и меньше вдавливаются в породу. Плотность порошка агломерированного боксита 1400 кг/м3. В последнее время применяются наполнители из особо прочных искусственных синтетических полимерных веществ, имеющих плотность 1100 кг/м3 песконосителя. В настоящее время на промыслах при ГРП для закрепления трещин в пласте применяют вещество, называемое проппанат, которое состоит из керамического материала, в составе которого 71 % Al2O3 и 29 % Fe2O3. Размер зерен 0,4 - 4 мм.

Перед ГРП необходимо устанавливать зависимость приемистости скважины от давления нагнетания рабочей жидкости. Для этого включается в работу на первой или второй скорости один из насосных агрегатов, и закачивают жидкость разрыва в скважину до тех пор, пока не установится давление на устье. Измеряется давление и расход жидкости при этом давлении. После этого темп нагнетания жидкости увеличивается, вновь замеряется давление и расход жидкости. При увеличении темпа нагнетания жидкости определяется зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяется момент разрыва пласта и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси.

Если коэффициент приемистости, то есть отношение расхода жидкости к давлению нагнетания, при максимальном расходе жидкости возрастает в 3 4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образовались трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком. В случае, когда разрыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва, не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости, обладающей минимальной фильтруемостью.

После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3 - 4 м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости. На практике нередко применяют поинтервальный гидроразрыв. При интервальном ГРП намеченный для образования трещин интервал изолируется сверху и снизу двумя пакерами и якорем, и жидкость разрыва нагнетается в намеченный интервал продуктивного пласта. После разрыва пласта или пропластка пакеры освобождаются и устанавливаются в пределах второго интервала, который обрабатывается как самостоятельный, и так далее. Поинтервальный гидроразрыв применяется, когда несколько пластов или пропластков разрабатываются общим фильтром, а пласты и пропластки изолированы друг от друга слоями непроницаемых пород.

Применяется также направленный ГРП. При направленном ГРП с помощью пескоструйной перфорации производится дополнительная перфорация в заданном интервале продуктивного пласта, в котором планируется получить трещины гидроразрыва. При этом применяются как «точечная» ГПП, так и щелевая (точечная, когда канал образуют при неподвижном перфораторе, щелевая, когда перфоратор неподвижен). После проведения дополнительной пескоструйной перфорации производится ГРП по обычной технологии.

В последнее десятилетие в нашей стране ГРП получил более широкое применение за счет совершенствования существующих и создания новых технологий ГРП.

Одной из эффективных новых технологий ГРП является технология осаждения проппаната на конце трещины (или концевое экранирование трещины), которая позволяет целенаправленно увеличивать ширину трещины, останавливая ее рост в длину, за счет чего значительно увеличивается проводимость. Для интенсификации выработки запасов из низкопроницаемых слоев и снижений риска попадания трещины в водоносные или газоносные пласта применяется технология селективного гидроразрыва (позволяет вовлечь в разработку газовых коллекторов и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев).

Для предотвращения выноса проппаната из трещины создана технология PropNET, в которой предусматривается закачка в пласт одновременно с проппанатом специального гибкого стекловолокна, которое, заполняя промежутки между частицами проппаната, обеспечивает максимальную устойчивость проппанатной пачки.

Разработаны и применяются низкополимерные жидкости разрыва LOWGuar (низкая гуаровая) и система добавок к деструктору Clean FLOW (чистый поток) для снижения остаточного загрязнения трещины.

Наиболее широкое распространение имеет локальный гидроразрыв для снижения сопротивления призабойной зоны и увеличения эффективного радиуса скважины. При локальном ГРП достаточно создать трещины длиной 10 - 20 м, закачать в них десятки м3 жидкости и единицы тонн проппаната, дебит скважин при этом увеличивается в 2 - 3 раза. Одним из наиболее быстро развивающихся методов интенсификации добычи нефти в настоящее время является ГРП в средне- и высокопроницаемых пластах.

В высокопроницаемых пластах главным фактором увеличения дебита скважин является ширина трещины, а в низкопроницаемых - длина трещины. Для создания широких трещин применяется технология концевого экранирования трещины, при которой снижается объем жидкости гидроразрыва до 1 - 5 м3 с одновременным увеличением проппаната до 20 т и более. Осаждение проппаната на конце трещины препятствует увеличению длины трещины. При дальнейшей закачки жидкости, содержащей проппанат, ширина трещины увеличивается до 25 мм, тогда как при обычном ГРП ширина трещины составляет не более 2 - 4 мм, и эффективная проводимость трещины повышается до 500 - 3000 мкм2. На основании проведения опытно-промышленных работ выявлено, что в пластах проницаемостью 0,01 - 0,05 мкм2 оптимальная длина закрепленной трещины обычно составляет 40 - 60 м, и увеличение длины закрепленной трещины не приводит к увеличению дебита жидкости. Объем закачки при этом составляет десятки - сотни м3 жидкости и десятки тонн проппаната. При проницаемости пласта около 100 - 200 м, объем закачки жидкости - сотни кубических метров и 100 - 200 т проппаната.

Для ввода в промышленную разработку газовых залежей с коллекторами сверхнизкой проницаемости (менее 10-4 мкм2) применяют технологию массированного ГРП. При применении этой технологии образуются трещины длиной около 1000 м с закачкой жидкости от сотен до тысяч кубометров и от сотен до тысяч тонн проппаната. Дебит увеличивается при этом в 3 - 10 раз.

Получают различные технологии проведения ГРП в горизонтальных скважинах.

Определение мест образования трещин. На практике место образования трещин в продуктивном пласте определяется несколькими методами. Один из них основан на активизации радиоактивными изотопами песка или иного гранулированного материала, используемого при гидравлическом разрыве песка. Небольшой объем активного песка вводят в жидкость-песконоситель на завершающей стадии закрепления трещин (Гамма-каротаж - это метод изучения скважин путем определения естественной радиоактивностью). Сравнивая результаты гамма-каротажа, проведенного до и после гидроразрыва, определяют место нахождения активного песка.