Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На

окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны, снижая ее проницаемость.

Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны — заполнении порового пространства коллекторов твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т. д.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

Механические методы

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и торпедирование.

Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей в результате чего в пласте образуются трещины. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, стеклянные и пластмассовые шарики, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1 ÷ 4 мм.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2... 3 раза.

Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано - жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50... 200 г / л закачивается в скважину с расходом 3... 4 л / с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200... 260 м / с, а перепад давления — 18... 22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0.6 до 0.9 мм / с.

В результате гидропескоструйной перфорации сообщение продуктивного пласта со скважиной происходит через щели в колонне и цементном камне по всей его толщине.

Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для

этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамит) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

Химические методы

К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10¸15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием

высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25¸28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После

окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12¸16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40° С и 2 ¸ 3 ч при забойных температурах 100 ¸ 150 ° С.

Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами.

Соляной кислотой НС l. 15 %- ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции:

СаСО ₍+ 2 НС 1 = СаС 1₂+ Н ₂ О + СО ₂

CaMg (CO_:i)₂ + 4 НС 1 = CaCl., + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂.

Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС 1₂ и хлористый магний MgCl₂ хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Плавиковая кислота HF в смеси с соляной, предназначается для воздействия наглинистый и карбонатный цемент песчаников, с целью увеличения порового пространства прозабойной зоны пласта и для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H₂SO₄ положительный эффект достигается двумя путями. Во - первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смещения с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины. Во - вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.

Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками. Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальция CaSO, ухудшающий проницаемость призабойной зоны.

Концентрированная (98 %) серная кислота не разрушает металла. Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.

Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.

Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе не смачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей удаляют асфальто - смолистые и парафиновые отложения.

Физические методы

К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки

и вибровоздействия.

Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто - смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.

При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему

распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т. е. увеличится проницаемость пласта.

Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа. Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения нефти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте - и газоотдачи пластов.

Дата добавления: 2014-11-29