МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

METHODS OF INFLUENCE ON A BOREHOLE BOTTOM ZONE

Rakhmatullin Rail Mukhametovich

student, department "Development and operation of gas and oil and gas condensate fields" Ufa State Petroleum Technical University

Russia, Ufa

АННОТАЦИЯ

Одним из параметров, характеризующих состояние призабойной зоны пласта является скин-фактор. Этот параметр является определяющим при проведении мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта. При эксплуатации нефтяного месторождения основным способом воздействия на призабойную зону пласта является проведение геолого-технических мероприятий. ГТМ являются основным инструментом по выполнению планов по добыче нефти, а затраты на их проведение составляют основную часть затрат на эксплуатацию месторождения. Поэтому грамотный анализ скин-фактора и оптимальное планирование ГТМ являются очень актуальными задачами для нефтегазодобывающих предприятий.

ABSTRACT

One of the parameters characterizing the state of the bottom-hole zone is the skin factor. This parameter is decisive for events. When conducting oil and underground operations, it affects geological and technical measures. The main condition is oil production. These are very urgent tasks for oil and gas companies.

Ключевые слова: призабойная зона пласта, гидравлический разрыв пласта, соляно- кислотная обработка, геолого-технические мероприятия.

Keywords: bottom-hole formation zone, hydraulic fracturing, hydrochloric acid treatment, geological and technical measures.

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) – область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии тока при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации, влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.

В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ - проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода - через ПЗС нагнетательных скважин.

Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

1. Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
2. Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду относится ГРП.
3. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.

Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательномизучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении [1].

1 Гидроразрыв пласта

Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5—2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.

Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения дебита и пластового давления при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления [2].

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны, так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах [3]:

1. Давших при опробовании слабый приток;
2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
3. С загрязненной призабойной зоной;
4. С заниженной продуктивностью;
5. С высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими);
6. Нагнетательных с низкой приёмистостью;
7. Нагнетательных для расширения интервала поглощения.

2 Соляно-кислотная обработка

Кислотная обработка пласта применяется для обработки призабойной зоны скважины (ПЗС). Сущность кислотной обработки заключается в нагнетании кислотного состава в поровое пространство при давлении ниже давления разрыва. Кислотный состав растворяет часть породы и загрязнений, увеличивая тем самым проницаемость пласта. Обычно глубина обработки не превышает 1,0-1,5 м.

Основные виды кислотных обработок:

• Простая;
• Пенная;
• Эмульсионная;
• Загущенная кислота.

В кислотной обработке используются следующие кислоты и основные химические вещества:

1. В терригенных коллекторах:
   
   1. Фтористоводородная кислота (HF);
   2. Соляная кислота (HCl);
   3. Борофтоводородная кислота (HBF4);
   4. Бифторид-фторид аммония (NH4FHF).
2. В карбонатных коллекторах:
   
   1. Соляная кислота (HCl);
   2. Уксусная кислота (CH3COOH);
   3. Муравьиная кислота (HCOOH);
   4. Сульфаминовая кислота (H[SO3NH2]).

Для улучшения эффективности кислотных обработок скважин, а также для снижения различных негативных факторов, влияющих на их успешность применяются специальные добавки к кислотам [4]:

• Стабилизаторы железа;
• Ингибиторы кислотной коррозии;
• Поверхностно-активные вещества;
• Стабилизаторы глинистых минералов;
• И другие.

Таблица 1.

Способность некоторых кислот растворять минералы

Рисунок 1. Технологическая схема обвязки оборудования с арматурой устья при провидении соляно- кислотной обработки

Список литературы:

1. Кулагина, Т.Е. Гидродинамические исследования скважин, Томск - 2003 - С. 64-86.
2. Латыпов, А.Р., Загуренко, А.Р., Давлетбаев, А.Я., Усманов, Т.С., Костригин, И.В., Абдуллин, Р.И., Комлексный подход планирования и проведения ГДИ и ГТМ. Уфа. РН-УфаНИПИнефть 2011 - С. 2-4.
3. Медведев, А. И., Боганик, В. Н. Как определить скин-фактор. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- № 5, 2004. с. 42-45.
4. Хасанов, М.М. Костригин, И. В., Хатмуллин, И. Ф., Хатмуллина, Е.И. Учет данных по проведению текущих ремонтных работ на скважинах для оценки энергетического состояния пласта // Нефтяное хозяйство. 2009. С. 52-56.