4.4.7. Обработка призабойной зоны

Призабойная зона скважин (ПЗС) — наиболее уязвимое место системы пласт — скважина. Поэтому от ее проводимости в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона подвергает интенсивному воздействию буровым и цементным растворами, которые в ряде случаев значительно ухудшают фильтрационные свойства пород. Дебиты скважин со временем могут падать в связи с отложением в поровых каналах призабойной зоны парафина, смолистых веществ и минеральных солей. В зависимости от причин низких фильтрационных свойств пород этой зоны предложены различные методы воздействия на призабойную зону скважин с целью повышения дебитов скважин.

Сущность большинства этих методов одинакова как для нефтяных, так и газовых залежей. Различия могут быть лишь в некоторых деталях технологии осуществления процессов в действия, вытекающих из специфики строения и свойств пластов газовых и газоконденсатных месторождений и различия условий в скважинах нефтяных и газовых залежей. В основе всех методов воздействия на призабойную зону скважин, лежит принцип искусственного

увеличения проводимости пор осуществляемый химическими механическими или тепловыми средствами. К химическим методам относятся различные виды кислотных обработок. Механическое воздействие осуществляется для формирования в породах трещин и каналов высокой проницаемости путем гидравлического разрыва пластов и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов. Тепловые обработки применяют для удаления из поровых каналов отложений парафина и смол. Для обработки скважин применяют соляную HCl, серную Н₂S0₄ и фтористоводородную HF и др. Основная задача кислотной обработки — образование глубоко проникающих в пласт каналов разъедания, соединяющих забой скважин с насыщенными нефтью и газом участками пласта.

Солянокислотное воздействие на призабойную зону пласта используют при содержании в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с кислотой. Иногда в процессе кислотного воздействия очищается поверхность забоя от глинистой корки (кислотные ванны) или в призабойной зоне образуются камеры-полости для накопления нефти. 1 кг чистого НС растворяет 0,73 кг известняка (СаСО_З).

Для борьбы с коррозией и во избежание образования в поровых каналах высококонцентрированных продуктов реакции (СаС1 в смеси с СО) повышенной вязкости применяют соляную кислоту концентрацией, равной 10 — 15 %. Поэтому для растворения значительных по объему полостей необходимо использовать десятки кубометров кислоты. Во время обычных кислотных обработок нагнетается на каждый 1 м толщины обрабатываемого пласта от 0,4 до 1,5 м раствора кислоты в зависимости от проницаемости пород, строения пласта и очередности обработок. При повторном процессе объем закачиваемой кислоты увеличивается. В малопроницаемые пласты с низким давлением нагнетают меньшие объемы кислоты с концентрацией HCl 8 — 10%, чтобы облегчить удаление продуктов реакции из пор.

Соляная кислота даже незначительной концентрации агрессивна по отношению к металлу. Для борьбы с коррозией в нее добавляют ингибиторы (до 1 %), защищающие металл от воздействия кислоты (уников, формалин, реагент И- 1-А, ПБ-5, катапин А и др.). При концентрации до 0,1 % по объему катапин А способен снижать коррозионную активность кислоты в несколько десятков раз. Для удаления вредных примесей, ухудшающих результаты обработок (хлорное железо, серная кислота), в кислоту добавляют 2 — 3% стабилизаторов (хлористый барий, уксусная кислота), которые переводят эти вещества в растворимые соли. Иначе серная кислота, реагируя с известняком, образует нерастворимый в воде гипс CaSO4X Х2Н>О, забивающий поры, а соли железа в результате гидролиза дают гидраты окиси железа (Ре(ОН₃)), выпадающие в виде объемистого осадка.

Для борьбы с образованием осадков геля из соединений кремния при взаимодействии НСl с глинами в соляную вводят 1 — 2 %-ной фтористоводородной (плавиковой) кислоты. Удаление из пор пласта продуктов реакции в значительной степени облегчается после введения

интенсификаторов, в качестве которых используют различные поверхностно-активные вещества, снижающие капиллярные силы и способствующие улучшению фильтрационных свойств пород (ОП-10, 44-11 и др.).

Кислоту хранят на базах в специальных резервуарах с защитной пленкой. Перевозят ее в кислотовозах с гуммированными автоцистернами.

В зависимости от назначения технология кислотных обработок может быть различной. Если необходимо очистить поверхность открытого (не закрепленного обсадными трубами) забоя от глинистой корки, цемента и буровой грязи, применяют кислотную ванну. Для этого ствол скважины в зоне пласта от подошвы до кровли заполняется кислотой повышенной концентрации (15 — 20 %), которую закачивают по НКТ. Продавочной жидкостью обычно служит нефть или водные растворы ПАВ (для нагнетательных скважин). Кислоту выдерживают (обычно сутки) для осуществления реакции, а затем скважину пускают в работу. В большинстве же случаев кислотный раствор задавливается в пласт насосами. Для борьбы с проникновением кислоты в пласт по хорошо проницаемым пропласткам используют различные приемы. При значительной толщине пласта проводят поинтервальные обработки путем отделения обрабатываемого участка от других зон пласта пакерами. Чтобы снизить поглотительную способность высокопроницаемых пластов, в них предварительно нагнетают водонефтяную эмульсию с повышенной вязкостью. В результате во время последующей обработки кислота проникает в малопроницаемые пропластки (кислотные обработки под давлением).

В газовых карбонатных пластах поверхность породы непосредственно контактирует с нагнетаемой кислотой, что увеличивает скорость ее нейтрализации. Поэтому для увеличения глубины ее проникновения в пласт вначале перед кислотой нагнетают углеводородную жидкость или же кислоту в виде керосинокислотных и конденсатокислотных эмульсий, время реагирования которых с карбонатами значительно больше, чем у чистых растворов кислот. Кислотную обработку газовых скважин можно проводить как с глушением газового фонтана жидкостью, так и без глушения.

В нефтяных пластах глубину проникновения активных кислот также увеличивают, применяя нефтекислотные эмульсии и кислотные пены (аэрированные кислотные системы с добавками пенообразователей ПАВ). Иногда для этой цели используют менее активные кислоты (уксусная, муравьиная и др.), которые реагируют с карбонатами медленно и поэтому проникают в более удаленные зоны даже в условиях горячих пластов.

В ряде случаев некоторые плотные карбонатные породы (например, доломиты) плохо растворяются в холодной соляной кислоте. Для ускорения скорости реакции применяют термокислотные обработки пласта, в процессе которых в

пласт задавливается горячая (80 — 90 'С) соляная кислота. Разогревается она обычно на забое в результате экзотермической реакции взаимодействия стержней магния, помещенных в реакционный наконечник у забоя, с частью кислоты, прокачиваемой по НКТ и через наконечник. Скорость ее нагнетания

подбирают опытным путем так, чтобы при концентрации 15 — 16 % после прохождения наконечника на реагирование с магнием израсходовалось 3 — 4% НС1 и при этом кислота нагрелась до 80 — 90⁰С. При растворении 1 кг магния в кислоте выделяется около 19 МДж тепла. На одну термохимическую обработку расходуется несколько десятков килограмм магния.

Терригенные коллекторы, содержащие небольшое количество карбонатов (3 — 5%), обрабатываются смесью соляной и плавиковой кислот (8 — 10% НСl и 3 — 5% HF), которую принято называть глинокислотой. При этом происходит растворение карбонатного цемента и глинистых веществ, заполняющих поры призабойной зоны пласта.

Результативность кислотных обработок определяется по изменению коэффициента продуктивности скважины или же по дебиту (при тех же забойных давлениях, что и до обработки).

Сущность гидравлического разрыва заключается в образовании высокопроницаемых трещин большой' протяженности под воздействием давления нагнетаемой в скважину плохо фильтрующейся жидкости. Этот процесс состоит из следующих последовательных этапов:

1) закачки в пласт жидкости разрыва для образования трещин, заполняемых крупнозернистым песком;

2) нагнетания жидкости-песконосителя;

3) закачки жидкости для продавливания песка в скважину. Момент разрыва пласта отмечается резким увеличением расхода жидкости разрыва.

В качестве жидкостей разрыва и песконосителей используют: для нефтяных скважин — высоковязкие нефти, эмульсии, загущенные мылами углеводородные жидкости, для нагнетательных — растворы сульфит-спиртовой барды (ССБ) или воду, загущенную полимерами.

Если пласты газоносны, во избежание проникновения жидкостей разрыва вглубь, рекомендуется перед началом работ в скважину закачивать меловые растворы, растворы хлористого кальция или рассолы. При пластовом давлении ниже гидростатического используют водоконденсатные эмульсии, водные растворы ПАВ с добавками мела, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и другие понизители фильтрационных свойств среды. Водорастворимые препараты КМЦ применяют также для загущения водных растворов — продавочных жидкостей и жидкостей-песконосителей. Меловые добавки после гидроразрыва удаляются из пор последующей кислотной обработкой.

При разрыве карбонатных пластов в качестве жидкости разрыва используют кислотные эмульсии углеводородных жидкостей. Для этого заготавливают 20 — 50 м жидкости разрыва. С помощью насосных агрегатов высокого давления 4АН-700 нагнетают ее в скважину по насосно-компрессорным трубам. Обсадную колонну от воздействия высокого давления защищают пакером, устанавливаемым выше кровли пласта. Чтобы достичь необходимых темпов нагнетания (не менее 2 м'/мин), одновременно используют несколько агрегатов. Песок смешивается с жидкостью-

песконосителем в специальном агрегате. Пескоудерживающая способность эмульсий и загущенных жидкостей достигает 1,2 кг/л. В трещины вводятся 5 — 6 м крупнозернистого кварцевого песка, а при усиленных гидроразрывах — до 500 т песка.

В зависимости от свойств пласта различают следующие технологии разрыва — однократный, многократный, поинтервальный. При многократном разрыве трещины образуются последовательно в нескольких местах продуктивных пластов, которые разобщаются (блокируются) в процессе разрыва пакетами или специальными отсекателями.

Разрыв пласта при давлениях на забое ниже горного (0,8 р) объясняется частичной разгрузкой пород и снижением напряжения по вертикали вследствие пластической деформации некоторых глинистых вышележащих пород в процессе их вскрытия во время бурения скважины.

Гидравлический разрыв пласта — эффективное средство повышения дебитов скважин, но этот процесс трудоемок и требует затрат значительных средств и материалов. Целесообразность его осуществления (как, впрочем, и других средств и методов воздействия на пласт) определяют с учетом ожидаемых экономических показателей.

В ряде случаев в связи с загрязнением призабойной части пористой среды метод перфорации с помощью пулевых и кумулятивных зарядов недостаточно эффективен. Со снижением пластового давления возможны необратимые механические изменения в строении пород в результате ухудшения их фильтрационных свойств под влиянием возрастающего эффективного вертикального напряжения. Эти изменения наиболее интенсивны в зоне повышенных касательных напряжений, действующих вокруг ствола на расстояниях до 2 — 3 радиусов скважины от ее центра и возрастающих в соответствии с ростом эффективного горного давления. Касательные напряжения особенно велики на стенке скважины и вблизи ее. Они могут достигать двойного значения горного давления.

Теплофизические методы воздействия на призабойную зону (циклический и стационарный электропрогрев, термоакустические и электромагнитные обработки, циклическое паротепловое воздействие) применяют для улучшения фильтрационных свойств пород. Их назначение — удаление парафина, смол и солей; периодический прогрев пород пласта вокруг скважины для сохранения фильтрационных свойств пород; ликвидация последствий проникновения в пласт фильтрата бурового раствора. Размер зоны с ухудшенной проницаемостью пород и причину снижения фильтрационных свойств устанавливают по результатам термогидродинамических исследований состояния и свойств прискважинной части пласта, а также по данным пробных обработок забоев контрольных скважин.

Стационарный электропрогрев осуществляется в процессе разработки месторождений, содержащих нефть вязкостью более 50 мПа с помощью электрических нагревателей, спускаемых в призабойную зону скважины на кабеле. Электронагреватель устанавливают под глубинным насосом, а кабель

крепят к насосно-компрессорным трубам.

Циклический электропрогрев. В этом случае призабойная зона прогревается периодически. До охлаждения пород потоком нефти проводимость их в прогретой зоне значительно возрастает. Затем следует повторный цикл прогрева пород и т. д. Продолжительность и периодичность обработок определяют с учетом задаваемого радиуса, свойств пластовой системы, мощности электронагревателя, температуры в скважине, которая на забое поддерживается терморегуляторами, расположенными в корпусе электронагревателя. По расчетным данным при температуре в скважине 140⁰С, мощности электронагревателя 25 кВт и начальной температуре пласта 40⁰С; для прогрева песчаника на глубину 0,45 — 0,5 м до 60⁰С требуется 4 — 5 сут. В этом случае эффект от термообработки может продолжаться несколько месяцев. Термоакустическая обработка. Для сокращения времени, необходимого на прогрев пласта до заданной температуры, и увеличения эффективности воздействия тепловую обработку совмещают с акустической'. Волновое поле, создаваемое акустическим излучателем, способствует увеличению температуропроводности пласта, глубины обработки, выносу из пористой среды частиц парафина, бурового раствора и его фильтрата, твердых отложений солей. Глубина зоны воздействия при этом достигает 8 м. Применяемая аппаратура состоит из ультразвукового генератора и секционного термоакустического излучателя, который спускают в скважину на колонне НКТ или кабеле.