ТЕХНОЛОГИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ В УСЛОВИЯХ АНПД

Призабойная зона пласта газовых скважин часто подвергается отрицательному воздействию в результате ремонта скважин. Отрицательное воздействие обусловлено применением различных растворов. Растворы, применяемые в процессе ремонта скважины снижают коллекторские свойства пласта. Данное явление связано с кольматацией пласта твердой фазой растворов глушения, фильтратом и образованием глинистой корки, которые значительно снижают показатель проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП).[3]

Снижение проницаемости ПЗП может быть связано с ремонтными работами, которые проводятся с целью устранения осложнений, возникающих при вызове притока в скважину. Основными способами восстановления скважин со сниженной проницаемости при вторичном освоении является применение кислотных ванн, внутрипластовое воздействие кислотами и другими ПАВ.

Для успешного вторичного освоения и для повышения производительности скважины необходимо правильно подобрать технологию применения реагентов. В данную технологию должны входить такие этапы как доставка их ПЗП, контроль и регуляция забойных давлений при проведении технологических операций, исключающих процессы гидроразрыва. Необходимо обеспечить своевременный вынос продуктов, образующихся в результате реакции, с целью предотвращения дополнительных затрат времени и непредусмотренного применения специализированной техники при освоении скважины и вызове притока. [1]

На сегодняшний день способы для интенсификации притока после ремонтных операций осуществляются при помощи кислотных составов по схеме, включающей в себя следующие этапы (рисунок 1):

•  раствор глушения заменяется на облегченный раствор, восстанавливается циркуляция из затрубного пространства, происходит стабилизация давления в трубном и затрубном пространствах (рисунок 1.1);
•  происходит закачка раствора кислоты с ее продавливанием до забоя; осуществляется вытеснение газового конденсата или нефти из затрубного пространства (рисунок 1.2);
•  происходит закачка продавочной смеси, затрубное пространство закрыто, осуществляется вытеснение раствора кислоты из НКТ в пласт (рисунок 1.3).

Рисунок 1. Схема обработки скважины с применением кислотных составов

В случае, если в скважине возможно установить циркуляцию, предварительная подкачка нефти или газожидкостной смеси останавливается до ее переливания из затрубного пространства. Затем в интервал фильтра скважины с высотой кровли раствора на 7-10 м выше интервала обработки закачивают приготовленный кислотный раствор и закрывают затрубное пространство. Затем сразу начинают подавать продавочную жидкость в объеме, равному объему НКТ и объему ствола скважины, в пределах интервала обработки. [4]

Если невозможно установить циркуляцию жидкости из затрубного пространства, из-за значительного поглощения жидкости или газожидкостной смеси в скважине, буферную жидкость подкачивают до установления постоянного уровня жидкости в затрубном пространстве. После этого начинают закачку кислотного раствора. После закачки кислотного раствора осуществляют закачку продавочной жидкости с целью вытеснения кислотного раствора в ПЗП.

После закачки кислотного раствора в ПЗП скважину закрывают на время, в течение которого происходит реакция. Затем скважину осваивают, при необходимости при помощи аэрации и отработкой на факел.

Основным недостатком представленного способа является то что заполнение скважины продавочной жидкости приводит к снижению проницаемости ПЗП, что затрудняет освоение скважины и своевременное удаление продуктов реакции. [2]

Применение представленной технологии в скважинах, где пластовое давление ниже гидростатического, создает глубокую кольматацию и загрязнение пласта. В результате этого осложняется процесс освоения скважины, на который затрачивается дополнительное время и трудозатраты, а в некоторых случаях скважину не удается освоить и вовсе.

Для интенсификации вызова притока и повышения продуктивности скважин после проведения ремонтных работ применяются следующие технологии:

• установка кислотных ванн;
• внутрипластовые кислотные обработки с поверхностно-активными веществами (ПАВ);
• методы химического воздействия на ПЗП.

Кислотные обработки рекомендуется проводить в два этапа:

• предварительная обработка при вызове притока и освоении скважины установкой кислотной ванны под давлением с помощью сжатого азота;
• основная внутрипластовая кислотная обработка скважины при давлениях раскрытия трещин, в случае если не восстанавливаются ФЕС пласта и скважина по производительности не может выйти на ожидаемые критические дебиты.

На запакерованных скважинах кислотные обработки ПЗП рекомендуется выполнять с помощью колтюбинговых установок. Бесшовные длинномерные трубы (БДТ) агрегатов при этом целесообразно применять как сифонные подвески, а для доставки кислотных составов на забои рекомендуется использовать создаваемый малый затруб.

Универсальные возможности представленных способов обработки призабойной зоны скважины с регулированием забойных давлений на скважинах с АНПД без допуска рисков по вводу скважин в эксплуатацию после проведения операций позволили разработать технологии по гидрофобизации, креплению ПЗП, очистке забоев от асфальто-смолистых парафиновых отложений (АСПО), солеотложений, ингибированию лифтовой подвески НКТ, внутренней поверхности ЭК, ликвидации пропусков в резьбовых соединениях НКТ и ЭК. Одни технологии защищены авторскими свидетелями СССР, а другие – патентами РФ. Почти все они с 90-х годов применяются на газовых и газоконденсатных месторождениях Средней Азии.

Как показывают геофизические исследования по кавернометрии, зона повышенной пористости ПЗП обычно представлена слабосцементированными коллекторами с пониженными прочностными характеристиками за счет растворения цемента в результате воздействий химреагентов на ПЗП и их промывания от поступления подошвенных вод с образованием конусов обводнения.

Список литературы:

1. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти / М.: Наука. 2000. С. 414.
2. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / М.: Недра. 2016. С. 183.
3. Демьяненко Н.А., Минеев Б.П. Оценка влияния некоторых геолого-технологических факторов на степень кольматации околоствольной зоны пласта продуктами буровых растворов / Баку.: Азербайджанское нефтйное хозяйство. 2016, №12. С. 3-7.
4. Хоминец З.Д. Геолого-техническое обеспечение технологических операций при испытании, ремонте и освоении нефтяных скважин / М.: Нефтяное хозяйство. №11. 2011. С. 46-55.