Управление производится исходя из компонентного состава и выполняемых функций компонентов.

Основные общие принципы регулирования показателей углеводородных растворов:

- разжижение производится разбавлением дисперсионной средой;

- загущение достигается добавками мыл, коллоидной фазы или наполнителей;

- усиление эмульгирования добавками мыл и эмульгаторов;

- снижение показателя фильтрации вводом коллоидной твердой фазы, мыл и эмульгаторов;

Плотность. Повышение плотности возможно за счет перехода выбуренной породы в состав раствора: снижение плотности производится за счет повышения эффективности очистных устройств и разбавления раствора дисперсионной средой.

Снижение плотности возможно за счет газирования или пенообразования раствора: повышение плотности производится дегазацией или добавкой пеногасителя (или ввода мела).

Вязкость. Повышение вязкости возможно за счет перехода коллоидной твердой фазы в состав раствора или поступления воды: снижение вязкости производится за счет повышения эффективности удаления глинистой фазы и/или разбавления раствора, и/или ввода эмульгатора.

Снижение вязкости возможно за счет снижения концентрации коллоидной фазы: повышение вязкости производится повышением концентрации коллоидной фазы и мыл.

Структурные свойства. Повышение структурных показателей возможно за счет роста концентрации коллоидной фазы и загушающих мыл и наполнителей (или за счет попадания в раствор пластовой воды): снижение структурных показателей производится за счет снижения концентрации глинистой фазы и загушающихмыл и наполнителей путем повышения эффективности очистных устройств и разбавлением раствора.

Снижение структурных показателей возможно за счет уменьшения концентрации коллоидной фазы и загушающих мыл: повышение структурных показателей производится за счет увеличения концентрации коллоидной фазы и загушающих мыл.

Показатель фильтрации. Повышение показателя фильтрации возможно за счет уменьшения концентрации понизителей фильтрации: снижение показателя фильтрации производится вводом коллоидной твердой фазы, мыл и эмульгаторов.

Электростабильность. Снижение электростабильности раствора происходит за счет увеличения концентрации водной фазы и недостатка эмульгатора. Для повышения электростабильности раствора ввод эмульгатора и снижение концентрации водной фазы (ввод негашенной извести, органобентонита, разбавление дисперсионной средой).

ТЕМА9. 9.Перфорация (вторичное вскрытие пласта) и перфорационные жидкости. Перфорация и типы перфораций. Специальные жидкости для вторичного вскрытия. Выбор специальной жидкости для вторичного вскрытия.

Перфорация и типы перфораций. Вскрытие продуктивных пластов производится дважды: первичное – в процессе бурения, вторичное – перфорацией после крепления скважины обсадной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах – одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания и получения притока пластового флюида. Задачей вторичного вскрытия является преодоление экрана в ОСЗ, созданного буровым раствором при первичном вскрытии из твердой фазы протяженностью до 40 мм и фильтратом до 50-300 мм и установление гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной.

В общем случае при вторичном вскрытии пластов перфорацией необходимо преодолеть слой скважинной жидкости (5-10 мм), стенку стальной трубы (6-12 мм), цементный камень (в зависимости от фактического диаметра скважины его толщина составляет 25-50 мм и более), а также зону призабойной закупорки коллектора (в зависимости от типа коллектора и влияния на него отрицательных факторов вскрытия бурением толщина этой зоны может находиться впределах от 40-50 до 100-150 мм и более). Цель перфорации – преодоление препятствий и установление гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Для перфорации используют стреляющие (пулевая и кумулятивная) и гидропескоструйные перфораторы. В последние годы находят все более широкое применение сверлильные перфораторы и различные прорезающие приспособления, позволяющие образовывать в обсадных колоннах и цементном камне разные щели.

Перфорацию проводят с созданием депрессии или репрессии на пласт.

Перфорация при депрессии на пласт. Эта перфорация является сегодня наиболее прогрессивным способом вторичного вскрытия пласта, так как в момент создания перфорационных каналов под воздействием больших градиентов давлений возникает интенсивный приток нефти или газа из пласта в скважину, вследствие чего происходит самоочищение перфорационных каналов и породы в призабойной зоне. Одновременно процесс вторичного вскрытия пластов совмещается с процессом вызова притока нефти или газа.

Перфорация при репрессии на пласт. При репрессии следует вскрывать объект, пластовое давление в котором равно гидростатическому или выше его независимо от месторождения интервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВРК, ГНК), а также при наличии в нефти агрессивных компонентов.

Специальные жидкости для вторичного вскрытия пластов. Кольматация твердой фазой коллекторов при бурении не превышает 20-30 мм, т.е. в несколько раз меньше, чем глубина перфорационного канала. В этих условиях кольматация пласта в процессе первичного вскрытия не оказывает существенного влияния на продуктивность скважины.

В процессе вторичного вскрытия, кольматация резко снижает продуктивность скважины. По действующим техническим правилам перфорацию следует проводить на буровом растворе, применяемом при первичном вскрытии пластов. Это приводит к необратимому загрязнению ОСЗ.

За рубежом уже давно отказались от проведения перфорационных работ в среде бурового раствора и используют для этих целей специальные жидкости (СЖ) без твердой фазы или содержащие кислоторастворимые наполнители.

Вторичное вскрытие пластов с применением специальных жидкостей. Технология вторичного вскрытия предусматривает замещение бурового раствора в скважине на СЖ без твердой фазы в несколько этапов:

- замена бурового раствора в эксплуатационной колонне водой;

- отмыв ствола скважины от остатков бурового раствора путем циркуляции воды с добавками спиртов и ПАВ по замкнутому циклу «емкость – насос – фильтр», а для удаления вымываемых твердых частиц – «скважина – емкость»;

- замещение воды отфильтрованной перфорационной жидкостью.

Для удаления из воды вымываемых твердых частиц и очистки СЖ используются фильтры различных конструкций: сетчатые, с фильтрующими элементами в виде пластин, заполненные кварцевым песком и др. Такие фильтры позволяют снизить концентрацию взвешенных частиц в жидкости до 2 г/м³ (до 0,0002%).

Продолжительность работ по очистке скважины и СЖ может достигать 10 суток, в зависимости от объема фильтруемых жидкостей и пропускной способности применяемых фильтров. Несмотря на значительную трудоемкость, эта технология нашла широкое применение за рубежом и считается экономически оправданной.

Другим важным вопросом, при вскрытии пластов перфорацией, является выбор типа СЖ для конкретных геолого-технических условий.

Выбор специальной жидкости при перфорации. Коэффициент восстановления проницаемости (Кв) при вторичном вскрытии определяют отношением фактической проницаемости после воздействия СЖ (Пф) к первоначальной проницаемости (Пп).

Кв=Пф/Пп (аналогично с первичным вскрытием)

Если при разбуривании пластов использовался раствор на водной основе, то применение при перфорации раствора СаСl₂ обеспечивает более высокие значения коэффициента Кв , по сравнению с использованием углеводородного раствора (табл.6).

Таблица 6 – Эффективность применения СЖ при вторичном вскрытии

При использовании противоположных по природе смачивания бурового раствора и СЖ в коллекторе появляется новая зона водоуглеводородного контакта с образованием вязких эмульсий, которые блокируют каналы.

       Использование водных растворов NaCl, KCl, CaCl₂ характеризуются коэффициентом восстановления проницаемости Кв, равным 0,50-0,65. Полимерные растворы с содержанием 0,3-0,5% полиакриламида (ПАА) и 20% СаСl₂ позволяют получить значение коэффициента Кв от 0,39 до 0,46. Наиболее низкие значения Кв – от 0,31 до 0,35 – достигаются при использовании в данных условиях РУО.

Сопоставление эффективности применения различных СЖ на водной основе при перфорации показывает, что полимерные растворы уступают чистым солевым растворам как по степени сложности вытеснения фильтратов, так и по значению коэффициента Кв .

Следовательно, к наиболее перспективным СЖ в условиях первичного вскрытия пластов с использованием водных растворов следует отнести различные по плотности растворы солей. Для приготовления солевого раствора плотностью до 1400 кг/м³ целесообразно использовать хлорид кальция, а для получения более тяжелой СЖ – бромид кальция, хлорид и бромид цинка (табл.7).

Таблица7 – Плотность водных растворов солей

ТЕМА10. 10.Технологии по повышению нефтеотдачи. Проводка горизонтальных скважин. Кислотные обработки продуктивных пластов. Кислотные растворы. Гидравлический разрыв пласта. Материалы для закрепления трещин. Технологические жидкости для ГРП.

Проводка горизонтальных стволов скважин. Бурение условно горизонтальных стволов в продуктивном пласте многократно превышает степень его вскрытия. В результате в несколько раз увеличивается дебит скважины и повышается коэффициент нефте- и газоотдачи пласта. Сооружение горизонтальных скважин рассматривается одновременно как один из эффективных способов увеличения извлечения углеводородов из залежи и как метод интенсификации притока газа из пласта.

       Низкая продуктивность и осложнения при бурении ГС и боковых стволов (БС) связаны с низким качеством применяемых буровых растворов. В ГС и БС вязкость, прочность геля, плотность раствора, режим промывки и скорость течения в затрубном пространстве имеют особое значение, так как из-за эффекта Бойкота осаждение шлама в них происходит быстрее, чем в вертикальных скважинах. Увеличение скорости осаждения наиболее заметно при углах 40-50^о. Вероятность прихвата бурильного инструмента в ГС и БС возрастает. В таких скважинах очень высока сила давления бурильного инструмента на стенки скважины, поэтому требования к смазывающим свойствам раствора повышенные.

При проектировании оптимальной технологии вскрытия продуктивного пласта отдельно стоит вопрос обоснования длины ствола скважины.

До последнего времени считалось, что чем длиннее ствол, тем больше дебит, однако есть отклонения из этого правила.

Бурение горизонтальных скважин оправдано в случаях устойчивых коллекторов, достаточной удаленности подошвенной воды (более 20-25 м) и в направлении увеличения проницаемости коллекторов.

Кислотная обработка (КО) – это метод увеличения проницаемости ОСЗ путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы. КО применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных (терригенных) коллекторов в скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ. Для КО карбонатных коллекторов преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных – после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются солянокислотными (СКО) и глинокислотными (ГКО).

       Основой кислотных растворов (КР) является соответственно соляная кислота (10-30%HCl)и смесь соляной (10-15%HCl) и плавиковой(1-5%HF) кислот. КО должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10%, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть полной (хотя бы на 50%).

       При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте. Например, известно, что 1м³ различных кислот растворяет: 15%-ой HCl – 200 кг известняка или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содержащего 89%SiO₂, 3% карбонатов и 7% глин; 4-ой HF – 48 кг каолина; 10%-ой HCl+1-ой HF – 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.

Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве, например, в виде осадков Fe(OH)₃, сульфат кальция, окись кремния, гель кремниевой кислоты с окисями щелочных и щелочноземельных металлов.

        Таким образом, при СКР образуются растворимые и временнорастворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна предупреждать выпадение нерастворимых осадков.

       Взаимодействие ГКР образует с кварцем – газоподобный SiF₄, а после снижения кислотности – гель кремниевой кислоты Si (OH)₄, который закупоривает поры, с глинами – газоподобный SiF₄, с кварцем и алюминием – паралельно с газоподобным SiF₄, образуется гексафторокремниевая кислотаH₂SiF_6, натриевые и калиевые соли которой выпадают в осадок.

Типичный кислотный раствор состоит из активной части ( HCl , HCl + HF ), растворителя, ингибитора коррозии металла, стабилизатора и интенсификатора. Стабилизаторы (органические кислоты: уксусная, лимонная) предотвращают выпадение осадка Fe³⁺ в виде гидроокисей железа и добавляются при проницаемости менее 0,01мкм². Добавка 0,3-0,5%. Интенсификаторы (катионоактивные ПАВ: катапин, АНП-2 и др. 0,3-0,5%, неионогенные: превоцел, ОП-10, неонол и др.) вводят для улучшения фильтрации КР в породе. Добавлять ПАВ следует если нефть содержит более 2% асфальтенов или 6% смол.

       Для обработки известняков, карбонизированных песчаников, коллекторов, загрязненных отложениями карбонатов, применяют СКО 15%HCl, а при Т>100^оС иногда и 30%HCl. Для обработки песчано-глинистых (некарбонизированных) применяют ГКО, вначале закачивают СКР (10-15%HCl), а за ней ГКР – 1-5%HF. Соотношение объемов первой и второй частей раствора зависит от карбонатности породы и при карбонатности 3% его соотношение составляет 1:1. В качестве ингибитора коррозии применяют «Север-1», КИ-1, В2, ПБ-5 и др. Добавка ингибиторов составляет 0,5-1%.

       Объемы КР. В основном применяют эмпирический подход. Если КО предназначена для растворения занесенных в пласт примесей в процессе бурения и ремонта скважин, то во время первой КО закачивают КР 0,5м³/м поглощающей толщины пласта, при второй – 1м³/м, а при третьем – 1,5м³/м. Если КО предназначена для извлечения карбонатных солей, откладывающихся при эксплуатации нефтяных скважин, то увеличение объема КР при последовательно проводимых СКО необязательно. Во время КО чаще применяют не менее 6-12 м³КР и редко до 24м³ и более.

Давление на устье скважины во время нагнетания КР в пласт при КО поровых коллекторов (особенно терригенных) не должно превышать давления разрыва пласта, чтобы обеспечить равномерное проникновение КР в разрез скважины. Для КО трещинных коллекторов (особенно карбонатных) давление на обсадную колонну должно быть максимально допустимым, что дает возможность достичь наибольшей глубины обработки пласта.

       Время пребывания КР в пласте не должно превышать времени нейтрализации кислоты. КР нейтрализуется во время движения в порах и трещинах. Это означает, что выдержка КР в порах и трещинах не нужна и нежелательна. После вхождения КР в пласт немедленно удалить продукты ее реакции с ОСЗ.

       Удаление продуктов реакции из ПЗС осуществляется путем вызова притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое давление выше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов, или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического. Если невозможно осуществить вызов притока, то продукты реакции вытесняют в глубину пласта путем закачки 20-30 м³ нефти или конденсата. Технология КО глубинно-насосных скважин часто предусматривает удаление продуктов реакций насосом, которым производится эксплуатация скважины.

Способы КО. Углеводороднокислотные и нефтекислотные эмульсии (УКЭ и НКЭ). Предназначены для повышения глубины обработки в карбонатных пластах и используется как средство антикоррозионной защиты труб при высоких пластовых температурах. Преимущественно состоят из 15%HCl, нефти или ДТ, эмульгатора. Период стабильности эмульсий составляет 20-120 мин. Эмульсия в период стабильности в реакцию не вступает.

Термокислотная обработка – это последовательное воздействие на пласт термохимическим способом и КР. Термические способы КО применяют эффективно после отложения парафина в ОСЗ, для обработки доломитов, плохо растворяющихся в СКР, а также для образования глубоких каналов разъедания в карбонатных пластах. Во время реакции 1 кг магния с 18,6 л 15-ой HCl выделяется 19 МДж тепла. Для термохимической КО обычно применяют около 100 кг магния. Остальные параметры определяют как для СКО.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Первый успешный гидроразрыв пласта был осуществлен в 1949 году в США.В настоящее время лидирующие позиции по количеству проводимых ГРП занимают США и Канада. За ними следует Россия, в которой применение технологии ГРП производят в основном на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Экологическая безопасность ГРП. Работы по проведению ГРП проводятся под контролем государственных регулирующих органов. Поскольку нефтяные пласты залегают на больших глубинах (1000-3000 м) влияние процесса на поверхностные и грунтовые воды исключено. Сама конструкция нефтяных скважинс использованием нескольких колонн призвана обеспечить экологическую безопасность процесса нефтедобычи и работ, проводимых в скважинах.

Сущность метода ГРП заключается в нагнетании в ОСЗ жидкости под высоким давлением, в результате чего происходит разрыв горной породы и образование новых или расширение существующих трещин. Для сохранения трещин в открытом состоянии при снижении давления в них вместе с жидкостью закачивают закрепляющий агент – проппант.