8. Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации. Методы воздействия на прискважинную часть пласта

В процессе эксплуатации нефтяных скважин приток нефти из пласта может снизиться по следующим причинам:

— вода или фильтрат глинистого раствора, проникая в ПЗП, оттес­няют нефть от забоя скважины и изменяют поверхностное натяжение на границе "порода-нефть-вода" и связанные с ними величины капилляр­ных сил;

— вода или раствор, попадая в нефтяной пласт, образуют на грани­це "вода-нефть" твердые асфальтосмолистые пленки, которые ведут к образованию в поровом пространстве призабойной зоны стойких эмуль­сий типа "вода в нефти", закупоривающих поровое пространство пород.

В плотных слабопроницаемых коллекторах приток жидкости и газа к скважинам часто очень мал, несмотря на большую депрессию давления. Нагнетательные скважины в таких коллекторах слабо поглощают воду даже при повышенных давлениях, что существенно затрудняет процесс их освоения и эксплуатации. В таких скважинах для облегчения притока или поглощения жидкости прибегают к искусственному воздействию на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Проницаемость пород призабойной зоны улучшают искусственным увеличением числа и размера дре­нажных каналов, повышением трещиноватости пород, а также удалением смоли парафина, осевших на стенках поровых каналов.

Проницаемость призабойной зоны практически можно увеличить:

1) путем создания искусственных каналов растворения карбонатов и глинозема в продуктивном пласте соляно кислотной, термокислотной и глинокислотной обработкой, очисткой норового пространства от илистых и смолистых материалов;

2) путем создания искусственных или расширения естественных трещин в

породах гидравлическим разрывом пласта или взрывами торпед на забое.

Удалить парафин и смолы, осевшие на стенках поровых каналов, а также снизить вязкость нефти можно методами термохимической обработки скважин и теплового воздействия на призабойную зону.

Для улучшения притока нефти и газа применяют также комбинации упомянутых методов (например, торпедирование с соляно-кислотной и термокислотной обработкой, разрыв пласта соляной кислотой и т. д.).

Хороший результат получен при взрывной очистке засорившихся фильтров забоев нефтяных скважин при помощи специальных шнурковых торпед (ТДШ-50). Ударные волны, возникающие при взрыве торпеды, разрушают осадки,

закрывшие отверстия фильтра (глинистые частицы, парафин, продукты коррозии и т. д.).

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями и причинами, вызвавшими уменьшение притока. Соляно кислотные обработки дают хороший результат в слабопроницаемых карбонатных породах. их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. В песчаниках наилучшие результаты дает обработка их смесью соляной и плавиковой кислот (так называемой грязевой кислотой).

Торпедирование скважин и гидравлический разрыв применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами и имеющих малую проницаемость и достаточно высокое пластовое давление.

Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны. По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны ­заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д. для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

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

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 этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.

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...22МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.

Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамиты) 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.

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

Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НСI8...15 %-ной концентрации, растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы. При этом протекают следующие реакции

СаСО₃ + 2НСl = СаСl₂ + Н₂О + СО₂

CaМg (СО₃)₂ + 4HCl = СаСl₂ + MgC1₂ + 2Н₂О + 2СО₂

Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС1₂ и хлористый магний MgC1₂ хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.

Плавиковая кислота НF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

Уксусная кислота СН₃СООН добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы. Благодаря этому активный раствор соляной кислоты глубже проникает в поры породы. Кроме того, уксусная кислота также растворяет карбонатную породу и предотвращает выпадение в осадок гидрата окиси железа Fе(ОН)₃.

При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H₂SО₄ положительный эффект достигается двумя путями. Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смешения 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 CaS0₄ ухудшающий проницаемость призабойной зоны.

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

Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистые отложения.

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 норовом 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 (СНПX-7,-1, СНПX-7,-2, газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.

Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистыx 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.

9. Характеристика исследований на фонде механизированных скважин

Применение интенсивных методов освоения месторождений с внутри-контурным разрезанием залежей способствовало росту фонда обводненных скважин и переводу их на механизированную эксплуатацию; число механизированных скважин достигло почти трети эксплуатационно-ного фонда. Наличие в нефтегазовых и нефтяных с газовыми шапками месторождений и необходимость обеспечения высоких отборов жидкости из скважин обусловили применение газлифтного способа эксплуатации как одного из наиболее перспективных для данных условий. Этот способ освоен на Правдинском месторождении. Полученные результаты подтверждают высокую эффективность метода. 

Схемы, необходимые для проведения технологического процесса, применяются в зависимости от цели обработки: удаление АСПО из фонтанных лифтов, подземного оборудования механизированных скважин, восстановления циркуляции по затру бному пространству и при образовании глухих пробок, или при воздействии на призабойную зону пласта. 

Повышение давления в системе сбора нефти и газа достигается путем максимального использования энергии пласта в фонтанных скважинах и повышения давления на устье в механизированных скважинах. Если давление на устье фонтанных скважин недостаточно для сбора и транспорта нефтегазовой смеси до центрального пункта, то такие скважины переводят на механизированную добычу. 

Уменьшение устьевого давления позволяет облегчить условия работы внутрискважинного оборудовании, повысить эффективность работы нефтяного газа в скважине и, как следствие, увеличить КПД использования потенциальной энергии как в фонтанных, так и в механизированных скважинах. 

При первом значении этого параметра рассчитываются показатели

гидродинамических процессов, происходящих в пласте, в подъемных лифтах, а

также показатели процесса разработки на интервале ( Г, Тк) при заданных буферных давлениях на фонтанных скважинах, дебитах на механизированных скважинах и забойных давлениях на нагнетательных скважинах. Отметим, что при лросчете определяются моменты времени, когда в результате обводнения перестают фонтанировать добывающие скважины. 

Программа 19 ( выбора режимов работы скважин на многопластовых месторождениях) предусмотрена для определения режима работы скважин таким образом, чтобы максимизировать добычу нефти с месторождения за данный период; определения порядка перевода фонтанных скважин на механизированную добычу, а также порядка перевода механизированных скважин на более мощный насос. 

Благодаря текущему ремонту поддерживается в работоспособном состоянии весь механизированный фонд скважин, удельный вес которого превышает 80 % в общем фонде скважин Миннефтепрома. Намеханизированных скважинах проводится более 95 % всех текущих ремонтов, общее число которых превышает 250 тыс. ремонтов в год. При таком большом числе текущих ремонтов значительные резервы добычи нефти обеспечиваются организацией и управлением текущего ремонта скважин. Организация текущего ремонта скважин должна обусловливать минимальный простой скважин в ожидании ремонта и пребывание в нем, получение дебита нефти, предусмотренного технологическим режимом, и достижение запланированного межремонтного периода. 

Уже вскоре после национализации нефтяных промыслов на механизированных скважинах желонки были повсеместно заменены глубинными насосами - значительно более экономичным и современным оборудованием для добычи нефти. На Бакинских промыслах впервые был применен компрессорный способ добычи нефти, который все время совершенствуется. 

Порядок оперативного планирования текущих ремонтов покажем на примере четырех скважин. Условно будем считать, что эти четыре скважины представляют весь фонд механизированных скважин одного НГДУ. 

Предложенный метод реализован в виде программного комплекса. Этот комплекс апробирован на месторождениях Западной Сибири и Урало - Поволжья при решении задач оптимизации работы механизированных скважин с учетом взаимовлияния. 

Однако объем исследовательских работ с целью определения водонефтяного контакта и контуров нефтеносности еще не удовлетворяет требованиям, предъявляемым условиям рациональной разработки нефтяных месторождений. Это объясняется недостаточной эффективностью исследования пластов, вскрытых перфорацией, отсутствием надежных методов обнаружения пресной воды и изучения механизированных скважин, трудоемкостью и дороговизной методов и технологии измерений в скважинах. 

Такая же тенденция роста количества малодебитных скважин прослеживается и в других нефтедобывающих странах. Так, в США увеличение фонда нефтедобывающих скважин с 1975 года шло, в основном, за счетмалодебитных механизированных скважин, часть которых ранее эксплуатировать было нерентабельно. Тонна нефти, добытая из малодебитных скважин - это тонна, которая улучшает платежный баланс страны -, считает Национальная ассоциация по малодебитным скважинам США. В нефтепромысловой практике США распространены два варианта эксплуатации малодебитных скважин: первый - периодическая откачка; второй - откачка с использованием полых штанг. Первый вариант применяется в том случае, когда установленное на скважине самой низкой производительности оборудование имеет запас по отношению к добывным возможностям скважины. 

Конструирование и выпуск новых приборов и средств контроля за разработкой систематически отстают от темпов внедрения новых методов разработки. Недостатки в контроле за разработкой объясняются тем, что основные приборы были созданы для фонтанных скважин, а наибольший объем работ приходится вести вмеханизированных скважинах. Для этой основной категории скважин, особенно с ЭЦН, средства контроля весьма ограничены. 

Принято определение величины пластового давления производить глубинным манометром или пересчетом по глубине статического уровня в скважине. Если при измерении величины пластового давления глубинным манометром со спуском прибора до перфорированного пласта в фонтанных и пьезометрических скважинах особых технических и методических проблем нет, то определение величины пластового давления вмеханизированных скважинах сопряжено со сложностями, связанными со спуском манометра до интервалов перфорации.