Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

Дополнительный приток нефти в скважины,а следовательно,и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.На

окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны,снижая ее проницаемость.

Снижение проницаемости этой зоны,загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины.По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается.Причина этого заключается в«засорении»призабойной зоны—заполнении порового пространства коллекторов твердыми и разбухшими частицами породы,тяжелыми смолистыми остатками нефти,солями,выпадающими из пластовой воды,отложениями парафина,гидратами(в газовых пластах)и т.д.

В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны.Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические,химические и физические методы.

Механические методы

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта(ГРП),гидропескоструйная перфорация(ГПП)и торпедирование.

Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до60МПа нефти,пресной или минерализованной воды,нефтепродуктов(мазут,керосин,дизельное топливо)и других жидкостей в результате чего в пласте образуются трещины.В образовавшиеся трещины нагнетают песок,стеклянные и пластмассовые шарики,чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась.Трещины,образовавшиеся в пласте,являются проводниками нефти и газа,связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта.Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров,ширина их1÷4мм.

Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны,и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в2 ... 3раза.

Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны,цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи,истекающей из насадок специального устройства(перфоратора).Рабочая жидкость с содержанием песка50 ... 200г/л закачивается в скважину с расходом3 ... 4л/с.На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет200 ... 260м/с,а перепад давления— 18... 22МПа.При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от0.6до0.9мм/с.

В результате гидропескоструйной перфорации сообщение продуктивного пласта со скважиной происходит через щели в колонне и цементном камне по всей его толщине.

Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом.Для

этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества(тротил,гексоген,нитроглицерин,динамит)и подрывают его.При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна,которая проходит через скважинную жидкость,достигает стенок эксплуатационной колонны,наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений(солей,парафина и др.).В дальнейшем пульсация газового пузыря,образовавшегося из продуктов взрыва,обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

Химические методы

К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами,ПАВ,химреагентами и органическими растворителями.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот.Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их.Одновременно с этим образуются новые каналы,по которым нефть может проникать к забою скважины.Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой(фтористоводородной)кислоты.Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной10¸15 %,что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования.Однако в связи с широким использованием

высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до25¸28 %,что позволяет повысить эффективность кислотной обработки.Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов—температуры на забое скважины,генезиса пород продуктивного пласта,их химического состава,концентрации раствора,давления закачки.Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором,продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки.После

окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта.Длительность кислотной обработки после продавливания составляет12¸16ч на месторождениях с температурой на забое не более40°С и 2 ¸ 3 ч при забойных температурах 100 ¸ 150 °С.

Кислотные обработки осуществляются соляной,плавиковой,уксусной,серной и угольной кислотами.

Соляной кислотой НСl. 15 %-ной концентрации растворяют карбонатные породы(известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы.При этом протекают следующие реакции:

СаСО₍+ 2НС1 =СаС1₂+Н₂О+СО₂

CaMg (CO_:i)₂ + 4НС1 = CaCl., + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂.

Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС1₂и хлористый магнийMgCl₂хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины,образуя новые пустоты и каналы.

Плавиковая кислота HFв смеси с соляной,предназначается для воздействия наглинистый и карбонатный цемент песчаников,с целью увеличения порового пространства прозабойной зоны пласта и для удаления глинистого раствора,попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.

При закачке в скважину концентрированной серной кислотыH₂SO₄положительный эффект достигается двумя путями.Во-первых,за счет теплоты,выделяющейся в процессе ее смещения с водой,снижается вязкость нефти и,соответственно,увеличивается дебит скважины.Во-вторых,при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ,также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.

Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия на продуктивные пласты,образованные песчаниками.Дело в том,что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальцияCaSO,ухудшающий проницаемость призабойной зоны.

Концентрированная(98 %)серная кислота не разрушает металла.Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.

Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала.Отрицательная роль воды проявляется в том,что,попадая на забой скважины,она«закупоривает»часть пор,препятствуя притоку нефти и газа.Кроме того,вступая в контакт с глинистыми частицами пород,вода вызывает их набухание и разрушение.Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.

Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью,газом и породой.Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос.Некоторые ПАВ,кроме того,делают поверхность поровых каналов в породе не смачиваемой для воды,но смачиваемой для нефти,что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

Физические методы

К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки

и вибровоздействия.

Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ.Для этого применяют горячую нефть,пар,электронагреватели,термоакустическое воздействие,а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.

При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением.Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта,по нему

распространяются как искусственно создаваемые колебания,так и отраженные волны.Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн,в результате чего возникнут нарушения в пористой среде,т.е.увеличится проницаемость пласта.

Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости пласта позволяют,главным образом,сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа.Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения нефти и газа из недр.Это достигается применением методов повышения нефте-и газоотдачи пластов.