14.1.4. Углекислотная обработка призабойных зон скважин

Этот вид обработки способствует увеличению дебита нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. Он основан на том, что водные растворы углекислоты хорошо растворяют некоторые породы пластов, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальтено-смолистые осадки, способствуя повышению проницаемости продуктивных пластов. Жидкую углекислоту транспортируют к месту обработки обыч­но в изотермических цистернах вместимостью 2 т, установленных на автоприцепе.

Теплоизоляция емкости позволяет хранить жидкую угле­кислоту в течение 10 суток при наружной температуре до + 35°С.

Перед закачкой углекислоты эксплуатационную скважину исследуют: определяют коэффициент продуктивности, процен­тное содержание воды, вязкость нефти и другие параметры. Если на забое образовалась песчаная пробка, скважину промывают и очищают, а затем в эксплуатационной колонне устанавливают пакер на 5—10 м выше верхних перфорационных отверстий. При подготовке нагнетательной скважины определяют ее приемистость, снимают профиль приемистости, если скважина находится под закачкой. Способами прямой и обратной промывки очищают забой и с помощью пакера изоли­руют продуктивный пласт от колонны.

На рис. 14.4 приведена схема обвязки устья скважины при обработке углекислотой.

После установки пакера определяют его герметичность и приемистость скважины прокачкой нефти цементировочным агрегатом и приступают к закачке углекислоты агрегатом гидроразрыва. Количество углекислоты обычно принимается от 1,2 до 5 т на 1 м эффективной мощности пласта (но не менее 10 т за одну обработку).

Для продавки углекислоты применяют нефть в объеме, равном двукратному объему насосно-компрессорных труб. По окончании продавки углекислоты скважину перекрывают и оставляют на реагирование в течение 12—24 ч.

Порядок проведения работ при обработке углекислотой призабойных зон нагнетательных скважин остается таким же, что и при обработке нефтяных скважин. Только в качестве продавочной жидкости применяют воду, а перед закачкой углекислоты и продавки ее обычно закачивают жидкость, замерзающую при низких температурах

Рис. 14.4. Схема проведения обработки скважин углекислотой:

1-изотермические емкости; 2-агрегат 4АН-700; 3-агрегат ЦА-320; 4-автоцистерна 4АР.

По окончании срока выдерживания на реагирование нефтяную скважину пускают в эксплуатацию на том же режиме, на котором она эксплуатировалась до обработки.

Нагнетательные скважины после завершения реагирования через насосно-компрессорные трубы пускают на самоизлив до появления чистой воды, После прямой и обратной промывки от кустовой насосной станции скважину вводят под закачку воды.

Эффективность обработки оценивается или по замерам продукции скважины (приемистости ее) после обработки, или по коэффициенту продуктивности, определенному в процессе последующего исследования скважины.

14.2. Гидравлический разрыв пластов

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — это метод образования новых трещин или расширения существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например, кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличиваются фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью.

Образование новых трещин или раскрытие существующих возможно, если давление, созданное в пласте при нагнетании жидкости с поверхности, становится больше местного горного давления. Образование новых трещин характеризуется резким снижением давления на устье скважины на 3—7 МПа. Раскрытие существующих трещин происходит при постоянном давлении или его незначительном увеличении. В обоих случаях возрастает коэффициент приемистости скважины, который пос­ле ГРП должен увеличиться, как минимум, в 3—4 раза, что считают критерием возможности закрепления трещин песком. Трещины ГРП в неглубоких (до 900—1000 м) скважинах имеют горизонтальную ориентацию, а в глубоких — вертикальную, наклонную, близкую к вертикальной. Трещины раз­виваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротивления, т. е. наименьшее горное давление.

ГРП применяют в любых породах, кроме пластичных слан­цев и глин. Это метод не только восстановления природной продуктивности скважин, но и значительного ее увеличения.

Применяемые технологии обычных ГРП ньютоновскими жидкостями предполагают закрепление трещин (около 5—10 т песка при концентрации 50—200 кг/м³) и обеспечивают двух-трехкратное увеличение текущего дебита нефтяных, газовых или приемистости нагнетательных скважин в низкопроницаемых пластах г загрязненной призабойпой зоной.

С увеличением количества песка до 20 т проводят глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта (ГГРП), который содействует значительному увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока жидкости от радиального к линейному с подключением новых зон пласта, изолированных вследствие макронеоднородности. Трещины такого ГРП достигают 100—150 м в длину при ширине 10—20 мм. Технологии мощных ГРП (МГРП) осуществляются неньютоновскими жидкостями — гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкостью, меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью закрепляющего агента — керамического проппанта (до 1000 кг/м³), обеспечивают увеличение проводимости широких закрепленных трещин в несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увеличение проводимости трещин МГРП достигается за счет значительного повышения концентрации закрепляющего агента до 300—800 кг/м³ в гелях, а общее количество закрепляющего агента может оставаться на уровне б—20 т. Продолжительность эффекта увеличения дебита скважин после МГРП обычно составляет 1,5—3 года.

В газоносных пластах проницаемостью до 0,001 мкм² применяют массивный ГРП высоковязкими гелями, во время ко­торого развиваются трещины длиной до 1000 м, закрепленные проппантом в количестве до 300 т. Массивный ГРП — очень дорогостоящий, поэтому он предусмотрен в смете строитель­ства скважины и увеличивает ее стоимость на 50%.

При мощных и массивных ГРП используют дорогостоящую технику, при обычных ГРП могут применяться отечественные техника и материалы (жидкости, закрепляющие агенты, пакеры, оборудование устья).

Сравнение показателей эффективности обычных ГРП и МГРП, а также стоимости этих процессов свидетельствует, что, несмотря на значительно меньшую добычу нефти после обычных ГРП, экономически они вполне конкурентоспособны вследствие в несколько раз меньшей стоимости.

При обычных ГРП фильтрующейся жидкостью развиваются глубокие (50—100 м) трещины небольшой ширины (3—5 мм) в глубь продуктивного пласта (а не вверх или вниз, как при МГРП гелями). При этом практически не возникает ситуации выпадения закрепляющего агента (tip screen out)) или упаковки трещины, сопровождающейся ростом давления до допустимого («frac pack»). После этого в стволе скважины остается большая пробка закрепителя. Таким образом, обычные ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие технико-экономические показатели, осуществляются с меньшими осложнениями, и их следует применять в дальнейшем наряду с новыми технологиями.

Технология обычных ГРП осуществляется по следующей схеме.

Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ опускают пакер, который делит ее ствол на две части и защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от высокого давле­ния. Устье скважины обустраивают арматурой, например, 2АУ-700, на рабочее давление до 70 МПа. Все насосные агрегаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например, 4АН-700, обвязывают с арматурой устья скважины через блок манифольда (1БМ-700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистер­нами вместимостью по 20 м³ либо сливают в стационарный резервуар (по 50 м³) общей вместимостью 100—300 м³. Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320 М) закачивают жидкость в пескосмеситель (4ПА), из которого центробежным насосом вначале только жидкость, а затем жидкость с песком направляются на вход насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину.

Чтобы провести ГРП, из скважины поднимают НКТ и другое глубинное оборудование (насосное, газлифтное), шаблонируют эксплуатационную колонну, спускают пакер на НКТ и спрессовывают их. Процесс ГРП начинается с проверки приемистости скважины при наименьшем расходе жидкости разрыва (может быть кислота — кислотный ГРП), которую постепенно увеличивают, например, от 250 до 450, 900, 1500 м³/сут., вплоть до значения, при котором обеспечивается закрепление трещин (2000—3000 м³/сут). Далее нагнетают жидкость-песко-носитель, обычно с концентрацией С_п песка 50—200 кг/м³. Концентрация зависит от вязкости жидкости. В завершение процесса необходимо вытеснить смесь жидкости с песком из ствола скважины в пласт продавливающей жидкостью и закрыть НКТ, пока давление в скважине не снизится до атмосферного. Затем поднимают НКТ с пакером и спускают глубинное оборудование для эксплуатации скважины. Обычные ГРП проводят ньютоновскими жидкостями. Для проведения обычных ГРП требуется закрепляющий агент (кварцевый песок) в количестве Q_пс =10÷20 т,фракции 0,6...1 мм, жидкость разрыва пласта (V_р= 10÷30 м³), жидкость-песконоситель (У_п = 100÷300 м³), жидкость для продавливания в пласт (V_пр) песконосителя в объеме той части полости скважины, по которой поступают жидкости. Небольшую часть жидкости-песконосителя без закрепителя, нагнетаемую после жидкости разрыва для предварительного раскрытия трещин, называют буферной жидкостью. Жидкость разрыва пласта должна быть совместимой с пластовыми флюидами, хорошо фильтроваться в низкопроницаемую породу, не уменьшать ее проницаемости, не греть, быть доступной, недорогостоящей, поэтому часто используют водные растворы ПАВ. Жидкость-песконоситель должна быть совместимой с пластовыми флюидами, иметь свойство удерживать песок, плохо фильтроваться сквозь поверхность трещин, не гореть, быть доступной и не дорогостоящей. Для обычных ГРП применяют водные растворы с добавкой 0,1—0,3% ПАВ и полимеров (ПАА, КМЦ, ССБ). Например, применение 0,4%-ного водного раствора ПАА обеспечивает развитие и закрепление трещин песком в ко­личестве до 10 т при концентрации Сп= 100 кг/м³, объеме жид­кости 100 м³ и расходе 2000—3000 м³/сут. с применением раство­ра 0,4%-ного ПАА. Возможно также проведение процесса поэтапно в течение двух-трех дней с закреплением трещин 24— 72 т песка по технологии В. Г. Касянчук.

Для глубокопроницаемых ГРП по технологии ВНИИнефти (С. В. Константинов) применяют неньютоновские жидкости с 650—1100 с¹ (д = 2100-3500 м³/сут.) и температуре 20°С не менее 8 ч., стабильные (2 ч,) при пластовой температуре. Так­же б. ВНИИКРнефть предложена рецептура на водной основе содержащая 1— 2,5% КМЦ, 0,2—0,7% лигносульфата, 0,75—2,1% соли хлорноватой кислоты, которая применяется для пластовых температур 60—150°С. Продавливающая жидкость должна быть маловязкой и не гореть. Обычно применяют водные растворы с добавкой ОД—0,3% ПАВ. Для закрепления трещин в скважинах глубиной до 3000 м, как установлено практикой пригоден кварцевый песок. В скважинах большей глубины, где обычно горное давление превышает 50—70 МПа, следует использовать более крепкие закрепители-проппанты. При про­ектировании и для интерпретации результатов обработки при-забойной зоны большой толщины на многопластовых месторождениях необходимо иметь представление о характере проникновения рабочих жидкостей в продуктивные пласты, для чего производят исследования изменения профилей приемис­тости скважин с изменением давления нагнетания.

Раскрытие трещин при нагнетании жидкости в скважину принято изучать по индикаторным кривым. Для нагнетательных скважин индикаторные кривые строят по результатам исследования при установившихся режимах. В процессе кис­лотной обработки и ГРП, когда закачка в скважину происходит всего в течение нескольких (2—4) часов, представляет ин­терес установление промежутка времени, достаточного для по­лучения в рассматриваемых условиях квазиустановившегося режима поглощения. Многочисленные исследования приемистости показали, что при расходе 225 м³/сут. это время обычно не превышает 8—15 мин., а с увеличением расхода в 2—4 раза может иногда возрастать. О плохой связи скважин с пластом можно судить по наблюдениям темпа снижения давления после прекращения закачки жидкости в скважины. Для перераспределения давлений требуется много времени, и поэтому темп снижения его в скважинах невысок.

Многократное, в 6—10 раз, увеличение коэффициентов приемистости при давлении на устье 19—21 МПа по сравнению с приемистостью при давлениях закачки 15 МПа свидетельствует о раскрытии трещин.

В табл. 14.1 приведены сведения о давлениях начала раскрытия трещин и максимальных давлениях при закачке жидкостей, полученные на основе обобщения опыта гидравлических разрывов пласта и кислотных обработок в процессе проведения работ в Долинском нефтепромысловом районе. Эти давления составляют 0,6—0,85 от полного горного давления, как в Урало-Поволжье и на Северном Кавказе. Средние градиенты давления определены по 20—70 операциям каждого типа.

Градиент давления при кислотном воздействии, как видно из приведенных данных, изменяется в тех же пределах, что и градиент давления начала раскрытия трещин.

Обобщая изложенное, приходим к выводу, что при кислотном воздействии, осуществляемом даже при низких расходах, может происходить раскрытие трещин, обусловливающее проникновение кислоты в пласт не только через стенку скважины, но и через стенки трещин.

Таблица 14.1

Градиенты давления при закачке жидкости на месторождениях Прикарпатья.

Наименование операции	Число обработок	Условия при которых зафиксирован градиет давления нагнетания	Градиент давления нагнетания, 10-2 МПа/м		Градиент пластового давления, 10-2 МПа/м
			пределы изменения	среднее значение
Гидравлический разрыв пласта нефтяных и нагнатательных скважин	61	р=р0 р=р1 р=р2	1,21-2,19 1,42-2,25 1,62-2,26	1,59 1,83 1,91	0,90
То же, только по нефтяным скважинам	41	р=р0 р=р1	1,21-2,02 1,42-2,16	1,57 1,82	0,90
То же, только по нагнетательным скважинам	20	р=р0 р=р1	1,25-2,19 1,52-2,25	1,62 1,85	0,90
Кислотные обработки и разрывы пласта нефтяных скважин	76	р=р2	1,17-2,20	1,56	0,91
То же по нагнетательным скважинам	70	р=р2	1,42-2,00	1,73	0,92

Примечание: 1. Условные обозначения: р₀-давление, зафиксированное в начале раскрытия трещин при коэффициенте приёмистости К=К₀ и расходе около 250 м³/сут; р₁-давление при К=4К₀; р₂-наибольшее давление, зафиксированное при проведении операций. 2 Среднеквадратическое отклонение от среднего значения градиента давления нагнетания в указанных случаях составляет (0,6÷0,25)·10^-2 МПа/м