3 Общие положения
Основными принципами технологии обработки призабойной зоны пласта добывающих скважин являются:
восстановление продуктивности скважин в случае, если продуктивность ограничена состоянием ствола скважины, перфорационных каналов и призабойной зоны, за счет воздействия на кольматирующие вещества химическими реагентами;
увеличение продуктивности скважин за счет воздействия на структуру порового пространства скелета породы вблизи призабойной зоны пласта добывающих скважин;
разрушение кольматанта при физико-химическом взаимодействии с закачиваемыми химическими реагентами;
снижение скин-фактора за счет уменьшения радиуса поврежденной зоны и повышения проницаемости матрицы.
4 Классификация технологий химических обработок призабойных зон добывающих скважин
К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин в процессе эксплуатации можно отнести следующие:
проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе ТКРС;
снижение нефтенасыщенности в результате поглощения пластовой воды при остановке скважин;
набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;
образование водонефтяной эмульсии (эмульсионные блоки);
выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий;
проникновение в ПЗП механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.
Для унификации методик определения компонентного состава кольматантов разработано Приложение 2 «определение состава кольматанта и выбор реагента при планировании химической обработки скважины. Тесты на качество и совместимость кислот со скважинной жидкостью», которое рекомендуется использовать для определения компонентного состава кольматантов.
Шаблон таблицы для внесения результатов лабораторного определения совместимости кислот и кислотных композиций с нефтью приведен в Приложении 3 «РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОВМЕСТИМОСТИ КИСЛОТ И КИСЛОТНЫХ КОМПОЗИЦИЙ С НЕФТЬЮ».
В Приложении 6 приведены результаты лабораторного определения совместимости кислот и кислотных композиций с нефтью месторождений Компании на 01.11.2010 г.
Шаблон таблицы для внесения результатов химического анализа компонентного состава кольматантов приведен в Приложении 5 «Результаты химического анализа компонентного состава кольматантов».
В Приложении 4 приведена матрица выбора «Месторождение (пласт) – типичный кольматант», содержащая:
накопленную базу данных по компонентному составу кольматантов различных месторождений Компании;
результаты химических анализов кольматантов с ряда основных месторождений с терригенным коллектором ДО;
результаты расчета риска выпадения солей и АСПО по PVT свойствам нефти и солевому составу вод по некоторым месторождениям Компании.
ОПЗ различаются по глубине воздействия (удаление кольматирующего вещества в ПЗП при восстановлении продуктивности скважин, или воздействие на скелет породы при проведении более глубоких стимулирующих обработок) и используемым реагентам (рис. 1).
При выборе рабочего состава агента необходимо обеспечить его соответствие следующим критериям:
состав должен проникать в призабойную зону пласта на требуемую глубину;
состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции с породой или кольматантом;
реагенты должны быть совместимы с раствором глушения, пластовыми водами и другими технологическими жидкостями, применяемыми при ремонте скважин и не оказывать влияние на технологические стадии добычи, транспорта и подготовки нефти;
компоненты состава должны быть малотоксичны;
реагенты должны иметь сопроводительную документацию (санитарно–эпидемиологические заключения, технические условия) и быть разрешены для применения в процессах добычи и транспортировки нефти и газа (включены в Реестр ГЦСС «Нефтепромхим»).
Результаты тестов на совместимость кислотных составов с нефтями некоторых терригенных месторождений Компании приведены в таблице 11.
Совместимость кислотных композиций с нефтями обеспечивается их модификацией. Наиболее доступной формой модификации кислотных композиций (солянокислотной и глинокислотной) является добавка 10% (по объему) этиленгликоля и 0,01% деэмульгатора. Вместо этиленгликоля допускается использование отходов производства этиленгликоля с содержанием этиленгликоля не менее 80%.
Алгоритм выбора реагентов для проведения ОПЗ формализован в матрице «Кольматант – целевой реагент» (Приложение 4). Даная матрица содержит справочные данные по концентрациям применяемых реагентов, их товарным маркам, производителям, содержащиеся в Реестре ГЦСС «Нефтепромхим».
Скорость взаимодействия химических реагентов с кольматантом или породой скелета определяется интенсивностью массообмена. Как следствие, для интенсификации воздействия и снижения расхода закачиваемых реагентов химические ОПЗ по возможности необходимо проводить в комбинации с гидромеханическим воздействием (волновое или вибрационное, гидроударное и т.д.).
Рис. 1 Структурная классификация технологий ОПЗ добывающих скважин