Содержание к диссертации
Введение
1. Проблемы восстановления продуктивности скважин на месторождениях западной сибири 6
1.1. Анализ существующих реагентных технологий воздействия на призабойные зоны скважин и оценка их эффективности 8
1.2. Результаты применения растворов неионогенных ПАВ
высокой концентрации 40
1.3. Актуальность разработки комплексной технологии воздействия на ПЗП скважин с низкой продуктивностью 51
2. Лабораторные исследования комбинированного воздействия растворов кислот и поверхностно - активных веществ 60
2.1 Исследование совместимости кислотных составов на основе бисульфата натрия с добавкой НПАВ с пластовыми флюидами 61
2.1.1 Исследования на совместимость технологических растворов с минерализованной водой Покачёвского месторождения 62
2.1.2 Исследование влияния кислотных композиций на совместимость с пластовыми водами Вать-Еганского месторождения 64
2.1.3 Исследование влияния кислотных композиций на совместимость с пластовыми водами Повховского месторождения. 69
2.2 Исследование стабильности составов на основе бисульфата натрия при контактировании с нефтью 72
2.2.1 Стабильность кислотного состава на основе бисульфата натрия с добавкой растворителя в условиях контактирования с нефтью пласта БВ Покачёвского месторождения 72
2.2.2 Стабильность кислотных составов в условиях пластовых температур при контактировании с нефтью Вать-Еганского месторождения 82
2.2.3 Стабильность кислотных составов в условиях пластовых температур при контактировании с нефтью Повховского месторождения 83
2.3 Анализ результатов лабораторных экспериментов определения ~~ совместимости пластовых флюидов с разработанными составами...
2.4 Термостабильность кислотных составов с добавкой гидрофобизатора ИВВ-1 в условиях пластовых температур 88
2.5 Оценка нефтевытесняющих свойств составов на основе бисульфата на модели неоднородного пласта
2.6 Разработка растворителей АСПО и водонефтяных эмульсий 97
2.7 Растворяющая способность кислотных составов на основе Ферроклен К-2 по отношению к породам продуктивных пластов месторождений ТПП «Урайнефтегаз» 100
2.8 Растворяющая способность кислотных составов типа Ферроклен К-3 по отношению к породе месторождений ТПП «Урайнефтегаз» 102
2.9 Растворяющая способность кислотных составов на основе бисульфата натрия по отношению к породам пластов 103
2.10 Исследование эффективности составов типа «Гелий» для
ОПЗ пласта применительно к условиям месторождений ТПП
«Лангепаснефтегаз» 105
Выводы по разделу 2 109
З. Разработка технических средств и способов комплексной обработки нефтяного пласта 110
3.1 Устройство для очистки призабойной зоны скважин 111
3.2 Способ очистки призабойной зоны скважин за один спуско-подъемный цикл 117
3.3 Способ растворения АСПО в призабойной зоне скважины 120
3.4 Технология гидроимпульсного воздействия на пласт 123
3.5 Способ интенсификации нефтепритока из низкопроницаемых коллекторов производными органических кислот
4. Результаты применения комплексной обработки призабойных зон скважин ооо «лукойл-западная сибирь» 132
Основные выводы и рекомендации 140
Список используемой литературы 141
- Анализ существующих реагентных технологий воздействия на призабойные зоны скважин и оценка их эффективности
- Актуальность разработки комплексной технологии воздействия на ПЗП скважин с низкой продуктивностью
- Исследование совместимости кислотных составов на основе бисульфата натрия с добавкой НПАВ с пластовыми флюидами
- Устройство для очистки призабойной зоны скважин
Введение к работе
Эффективность разработки нефтяных месторождений Западной Сибири во многом определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательных и добывающих скважин. В процессе разработки снижается проницаемость ПЗП и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Это вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. В настоящее время для восстановления фильтрационных характеристик ПЗП в коллекторах, которые характеризуются высокой водоудерживающей способностью, глинистостью, развитой удельной поверхностью порового пространства применяются многокомпонентные технологии обработки. Однако, при достаточно высоком содержании карбонатных соединений воздействие, например, солянокислотным раствором может спровоцировать образование вторичных осадков, формирование в поровых каналах устойчивого водного барьера и снижение фазовой проницаемости для нефтей.
В этой связи, необходима разработка комплексного подхода и методов воздействия на призабойную зону пласта, которые являются многофакторными процессами. Их положительная результативность определяется тщательностью и точностью определения свойств объекта воздействия (пласт—скважина), а также достоверностью диагноза состояния ПЗП и скважины в целом.
Поэтому основное направление диссертационной работы связано с разработкой эффективных технологий с усовершенствованием технических средств, обеспечивающих восстановление продуктивности скважин с декольматацией ПЗП и обоснованием эффективных химических композиций. Внедрение комплексных технологий, сочетающих в себе физико-химическое воздействие на ПЗП, является актуальным при разработке пластов Нижневартовского свода и аналогичных залежей Западной Сибири.
5 Цель работы
Интенсификация притока нефти к забою скважин с низкой продуктивностью путем разработки комплексных технологий с усовершенствованием технических средств и подбором эффективных химических композиций с учетом конкретных геолого-промысловых условий.
Основные задачи исследований:
Анализ'эффективности апробированных в условиях месторождений Западной Сибири технологий обработки ПЗП скважин, вскрывших низкопроницаемые и неоднородные коллектора. Выявление факторов, влияющих на результативность технологий воздействия на прискважинную зону пластов со сложным полиминеральным и геологическим строением.
Лабораторные исследования комбинированного воздействия растворов кислот и поверхностно - активных веществ на породы продуктивного пласта и совместимости их составов с пластовыми флюидами.
Разработка и экспериментальное исследование реагентов и составов для физико-химической обработки ПЗП и соответствующее развитие комплексной технологии интенсификации притока нефти с использованием многофункционального забойного устройства.
4. Испытание и внедрение комплексной технологии обработки призабойных зон скважин с низкой продуктивностью применительно к условиям месторождений Западной Сибири.
Научная новизна выполненной работы
Разработаны модифицированные кислотные составы, устойчивые к действию пластовых температур до 75 С, и комплексная технология обработки ПЗП с их применением и многофункционального забойного устройства.
Исследованиями взаимодействия кислотных составов с пластовыми флюидами и образцами керна выявлено, что для повышения эффективности воздействия кислотных составов на основе бисульфата натрия (БН) на нефтенасыщенную зону следует применять специальные добавки, способствующие проникновению состава в нефтенасыщенные поры пласта. Добавление 1% неонолов марки АФ9-12, АФ9-10, ОП-10, Синол КАм и взаимного растворителя бутилцеллозольв (этилен гликоля монобутиловый эфир) в количестве 10% от объёма кислотного состава наиболее полно отвечают условиям нефтяных месторождений Западной Сибири. Практическая ценность и реализация
Создан и внедрен в практику работ предприятий ООО «Лукойл -Западная Сибирь» эффективный метод воздействия (кислотные составы и технология их применения) для конкретных геолого-физических условий призабойной зоны скважин месторождений Западной Сибири.
В 2006 г. в ТПП «Когалымнефтегаз» выполнено 113 комплексных обработок ПЗП с последующей очисткой скважин от продуктов реакции методом свабирования на Повховском и 21 обработка на Тевлинско -Русскинском месторождениях. Среднесуточный прирост по нефти на скважину составил 6,4 т/сут. Эффективность выполненных работ 86,3%. Дополнительная добыча по Повховскому месторождению от выполненных ОПЗ на 31.12.2006 г. составила 73508 т. Среднесуточный прирост по нефти по эффективным скважинам по Тевлино - Русскинскому месторождению составил 6,7 т/сут. Общий прирост по нефти по месторождению составил 131, 1 т. Эффективность выполненных работ по месторождению 84, 8%.
В 2007 г. в ТПП «Когалымнефтегаз» выполнена комплексная обработка призабойных зон 52 скважин. Средний прирост дебита нефти составил 5,1 т/сут
1. Проблемы восстановления продуктивности скважин на месторождениях Западной Сибири
С целью вовлечения в разработку невыработанных нефтегазоносных пластов на призабойную зону пласта оказывают физическое, химическое и
7 комбинированное воздействие. В современной практике вскрытия и испытания продуктивных пластов, при ремонтно-восстановительных работах в скважинах, в т.ч. для ограничения водопритока (глушения), используются специализированные технические жидкости на водной или нефтяной основе. В свою очередь жидкости характеризуются различной совместимостью с литолого-физическими свойствами пород-коллекторов, и, как следствие, по-разному влияют на фильтрационные свойства порового коллектора продуктивных пластов [1,2]. Однако можно выделить основные проблемы: - набухание глинистой фазы коллектора при проникновении в него фильтрата технических жидкостей на водной основе; - выпадение нерастворимых осадков в порах пласта при химическом взаимодействии пластовой воды с фильтратом технической жидкости; - изменение фазовой проницаемости для нефти при проникновении в коллектор технической жидкости; - образование водонефтяных эмульсий, снижающих относительную проницаемость ПЗП [3].
Являясь по своей природе неоднородной минеральной системой, породы-коллекторы в неодинаковой степени устойчивы к воздействию различных технических жидкостей. Химические реагенты, входящие в их состав, вызывают в породах-коллекторах физико-химические реакции, конечным итогом которых является изменение свойств порово-трещинного пространства.
Анализ научно-технической и патентной литературы, а также результаты лабораторных и промысловых испытаний показывают, что для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин не существует универсальной химической композиции. Обусловлено это, прежде всего различием физико-химических свойств нефти, неоднородностью геолого-физических свойств продуктивных пород, технологических условий разработки нефтяных месторождений.
Анализ существующих реагентных технологий воздействия на призабойные зоны скважин и оценка их эффективности
В настоящее время существование широкого многообразия химреагентов позволило разработать различные физико-химические методы воздействия на нефтяные пласты. Несмотря на многолетний опыт применения и значительный объем проведенных исследований, направленных на совершенствование и повышение эффективности физико-химических методов, значительная часть обработок не дает положительных результатов. По опубликованным обработок на многих месторождениях не превышает 30-70 % [4, 5, 6, 7, 8]. Такое положение объясняется разными причинами как объективного, так и субъективного характера: - разработанные технологии проведения обработок не учитывают всех особенностей механизма воздействия химических составов на коллектор; - работа по выбору объектов для воздействия (скважин), а также соблюдению технологии обработок в конкретных геолого-физических условиях пластов проводится не на должном уровне [9,10].в различных источниках данным, успешность проведения физико-химических
Повышение эффективности проведения физико-химических обработок связано с проведением лабораторных исследований и обобщения и анализа опыта их применения в различных промысловых условиях при различных технологиях.
В связи .с этим, актуальна разработка эффективной композиции химических реагентов, используемых при физико-химическом воздействии на неоднородные, низкопроницаемые, заглинизированные продуктивные пласты. Активные растворы, кроме стимулирования притоков, должны обладать свойствами зашиты структуры глинистых пород, удержания частиц, отделившихся от пласта, во взвешенном состоянии, способствовать предотвращению выпадения в осадок вторичных продуктов реакции кислотных составов с железом и алюминием, снижению межфазного натяжения жидкостей в ПЗП, более глубокому проникновению в пласт и лучшему извлечению продуктов реакции из капиллярных каналов пористой среды. Как известно, для коллекторов пластов горизонта ЮВі Нижневартовского региона использование традиционных растворов соляной кислоты не приводит к увеличению естественной проницаемости горной породы, т.к. породообразующие минералы содержат незначительное количество компонентов растворимых в соляной кислоте. В этих условиях, обработка растворами сильных кислот может привести к разрушению структуры слабосцементированного коллектора, дезагрегации и набуханию глинистого минерала [11, 12,13].
Исходя из изложенного, наиболее перспективным направлением для увеличения продуктивности скважин является разработка составов и технологий их применения, которые сочетают: очистку коллектора призабойной зоны скважины от загрязнения, происшедшего в процессе эксплуатации скважин, и удаление продуктов реакции из ствола скважины; увеличение естественной проницаемости призабойной зоны пласта путем растворения породообразующих глинистых минералов.
Применительно к породам юрских отложений для воздействия на песчаники, в составе которых имеется глинистый цемент, а также для удаления фильтрата глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины, высокую эффективность и широкое применение имеет смесь плавиковой (фтористоводородной) кислоты HF с соляной кислотой НС1 [14,15,16].
В результате реакции с полевым шпатом, кремнистым сланцем, слюдой и глиной - компонентами песчаника - также получается анион гекса-фтористого кремния, но и ряд других соединений алюминия: A1F , A1F3, AIF4., A1F5 , A1F6.
Уравнение химической реакции плавиковой кислоты с каолином (видом глины) следующее: А1203 2 Si02 2 Н20 + 14 HF = 2 A1F3 + 2 SiF4 + 9 Н20 (1.3)
Эта реакция идет быстро и, в основном, определяет эффект воздействия на породу, загрязненную глинистым материалом [17,18].
Некоторые продукты реакции соединяются со свободными ионами натрия, калия и кальция, образуя четыре соединения различной степени растворимости в используемой кислоте: фторкремнистый натрий [Na2SiF6]; фторалминатный натрий [Na3AlF6]; фторкремнистый калий [K2SiF6]; фторкремнистый кальций [CaSiF6].
Кислотные обработки матрицы всегда направлены на предотвращение образования этих соединений и на устранение любого риска выпадения осадков [19,20].
Помимо этого загрязнение ПЗП может возникать в результате выпадения слизистого осадка фтористого кальция CaF2, когда плавиковая кислота вступает в реакцию с карбонатами в песчаниках: СаСОз + 2 HF = Са F2 і + С02 + Н20 (1.4)
Главным методом, направленным на предотвращение выпадения фтористого кальция, является предварительная промывка соляной кислотой, предназначенной для удаления карбонатного материала до закачивания плавиковой кислоты.
На основании сопоставления коллекторских свойств обрабатываемых пластов, времени выдержки кислотного раствора в пласте, кратности кислотных обработок и технологий обработки выявлен ряд факторов, влияющих на степень нейтрализации кислоты в породах пласта. Прежде всего, необходимо отметить влияние высокой послойной неоднородности обрабатываемого интервала по литолого-петрофизической и физической характеристикам. Практикой применения различных физико-химических технологий на месторождениях Среднего Приобья установлено что, чем выше неоднородность-обрабатываемого пласта, тем меньше процент нейтрализации кислоты. Достоверность этого объясняется тем, что раствор глинокислоты, заполнивший поры индифферентного к ней пропластка, изменяет свою концентрацию в меньшей степени и при вызове притока возвращается на забой скважины [21, 10]. Другим фактором, препятствующим полной нейтрализации кислоты породой, является эффект экранизации поверхности порового пространства пород. Эффект экранизации может проявляться в двух вариантах - за счет активной составляющей нефти, к которой относятся асфальтены, смолы и нафтеновые кислоты, а также за счет образования на поверхности пор экранирующего слоя из продуктов реакции кислоты с породой. В практическом отношении чаще всего проявляется совокупность их воздействия. Помимо этого, в условиях низкопроницаемых коллекторов каналы фильтрации в ПЗП заблокированы водонефтяными эмульсиями, препятствующими проникновению кислотных составов в глубь пласта. Как показал опыт, эффективность кислотных обработок в таких условиях значительно ниже. . Для исключения отмеченного недостатка кислотной обработки необходимо добавление в кислотный состав углеводородных и взаимных растворителей.
Экспериментальными исследованиями (с имитацией пластовых условий) Мазаева В.В. и Ромазанова Д.Ш. кислотных составов и композиций на наборных моделях пласта ЮВ Хохряковского месторождения установлено, что максимальной растворяющей способностью обладает стандартная кислотная композиция, состоящая из 12 % соляной кислоты + 3 % плавиковой кислоты [22,23].
Актуальность разработки комплексной технологии воздействия на ПЗП скважин с низкой продуктивностью
К настоящему времени учеными и специалистами накоплен определенный опыт, разработаны технические средства и технологии воздействия на ПЗП с целью интенсификации притоков нефти. Этому направлению посвящены многочисленные работы А.А. Аббасова, В.А. Амияна, Г.И. Баренблатта, Ю.Е. Батурина, А.А. Боксермана, Г.Г. Вахитова, И.М. Галлямова, В.А. Гребенникова, С.А. Жданова, Л.Х. Ибрагимова, И.Т. Мищенко, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.А. Поддубного, Б.М. Сучкова, М.М. Саттарова, Гадиева, В.А. Блажевича, Н.И. Хисамутдинова, А.К. Ягафарова и многих других.
В настоящее время изучены и внедрены в промышленную практику десятки различных методов повышения нефтеотдачи и воздействия на нефтяные залежи. Среди большого числа используемых технологических приемов особое место принадлежит физико-химическим методам, которые воздействуют как на ПЗП, так и изменяют свойства пласта в целом [122, 123, 124].
Эффективность разработки нефтяного месторождения во многом зависит от состояния ПЗП. Эта область пласта наиболее подвержена различным физико-химическим и термодинамическим изменениям, колебаниям температуры и давлений, которые происходят при повышенных скоростях фильтрации многофазных систем в области увеличения фильтрационных сопротивлений. При этом ПЗП является частью пласта, о которой разработчики имеют сравнительно полную информацию и на которую можно наиболее эффективно воздействовать с целью улучшения ее состояния [125,126,127].
В настоящее время известно о многочисленных способах обработки прискважинной зоны физико-химическими декольматирующими методами различного состава [128, 129, 130, 131, 132, 133]. Например, способ реагентной обработки скважины, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоне (патент РФ№2106484, Е 21 В 43/22, 1998). Этот способ позволяет воздействовать на различные виды неорганических кольматантов, но не снимает проблемы с АСПО, а также не разрушает техногенно образованные водонефтяные эмульсии. Кроме того, применение данного способа увеличивает проницаемость лишь высокопроницаемых дренированных пропластков, поскольку технологические растворы фильтруются преимущественно в них и не проникают в низкопроницаемые интервалы, поэтому данный способ мало эффективен при удалении кольматантов комплексного состава и при обработке низкопроницаемых заглинизированных коллекторов в скважинах, содержащих одновременно высоко- и низкопроницаемые пропластки.
Апасовым Т.К. и др. разработан способ обработки прискважинной зоны пласта [134] относящийся к области интенсификации добычи нефти и газа в добывающих и повышении приемистости в нагнетательных скважинах, который включает последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоне, предварительно (перед закачкой технологических растворов) временно блокируют неоднородные по проницаемости пропластки пласта путем последовательной закачки с заданным давлением и расходом обратной углеводородной эмульсии. Затем закачивают каждый технологический раствор реагента с заданным давлением и расходом, причем в раствор кислоты добавляют гидросульфат щелочного металла. В качестве нейтральной среды используют взаимный растворитель, а щелочной раствор задавливают в пласт заданным объемом углеводородного растворителя. После чего проводят технологическую выдержку, удаляют продукты реакции и осуществляют вызов притока из пласта до появления флюида постоянного состава.
Удаляют продукты реакции и осуществляют вызов притока из пласта путем спущенной в скважину насосной установкой или свабированием, или компрессированием инертным газом, причем изменяют депрессию в зависимости от вида кольматанта - создают мгновенную депрессию для удаления техногенной блокады из водонефтяной эмульсии и плавно увеличивают депрессию при выносе мехпримесей [135].
Исследование совместимости кислотных составов на основе бисульфата натрия с добавкой НПАВ с пластовыми флюидами
Действие поверхностно-активных веществ неионогенного типа, подаваемых в пласт в виде водных растворов и водорастворимых составов, основано на адсорбции НПАВ на поверхности горной породы, что приводит к существенному изменению молекулярно-поверхностных свойств породы, пластовой воды и нефти. НПАВ выполняет следующие функции: стимулирование смачивающей способности вытесняющей воды; снижение межфазного натяжения на границе нефть-вода; вытеснение нефти с поверхности породы, диспергирование нефти в водной фазе.
В качестве добавок ПАВ неионогенного типа предлагается использовать неонолы марки АФ9-12; АФ9-10; ОП-10, Синол КАм (Приложение 1). Для повышения эффективности воздействия кислотных составов БН с добавкой НПАВ на нефтенасыщенную зону предлагается вводить в кислотные составы специальную добавку, улучшающую совместимость в системе состав-нефть и способствующие проникновению состава в нефтенасыщенные поры пласта. Нами предложен взаимный растворитель бутилцеллозольв (этилен гликоля монобутиловый эфир) в количестве 10% от объёма кислотного состава или бутилцеллозольв в смеси с масло-водорастворимыми НПАВ типа неонол АФ9-12.
Одним из осложнений на месторождениях является образование нерастворимых осадков в поровом пространстве прискважинной зоны, которые представляют собой соединения типа CaS04, СаСОз, BaS04, MgSQj. Такое отрицательное явление, происходит при смешении пресных вод, используемых для поддержания пластового давления, с минерализованными пластовыми водами при нарушении равновесных концентраций системы.
Поэтому проведено исследование одного из важнейших факторов -совместимости химических реагентов с минерализованными пластовыми водами, которая определяет эффективность применения различных составов.
Были исследованы растворяющая способность воды по отношению к бисульфату натрия (БН), а также влияние добавки НПАВ с целью предотвращения возможного осадкообразования в условиях пластовой температуры около 60 С. Для этих целей использовали пробу воды (скважина 3072047, ЦДНГ-2, пласт БВ6). Составы приготовленные на пресной воде с добавкой НПАВ смешивали с подтоварной в соотношении 1:1 и термостатировали при 60С в течение 8 часов. По истечении времени опыта растворы фильтровали в горячем виде («горячее» фильтрование) и определяли массу осадка, который представляет тонкую дисперсную взвесь, которая держится в объёме. Результаты, приведённые в таблице 2.1, иллюстрируют, что количество осадка зависит от концентрации реагента.
При взаимодействии состава с пластовой водой образуется осадок в количестве 0,3%-0,5% в зависимости от концентрации БН, добавок ПАВ, введения растворителя. Составы на основе БН. приготовленные на пресной воде, осадков не образуют. Положительное влияние добавок поверхностно-активных веществ и взаимозаменяемого растворителя очевидно; в присутствии этих реагентов осадок образуется в виде тонкой дисперсии (взвеси), которую легко извлекать из зоны ПЗП, в отличие от аморфного осадка.
Была исследована растворяющая способность подтоварной воды по отношению к БН, а также влияние добавок ПАВ к подтоварной воде для предотвращения возможного осадкообразования (таблица 2.2).
При смешивании растворов БН с подтоварной водой, происходит образование осадка. Тип осадка - аморфный, рыхлый в виде дисперсии. При введении в составы добавки 1% НПАВ типа АФ9 -12, осадок образуется более тонкий, дольше держится в объёме. Результаты, приведённые в таблице 2.2 иллюстрируют, что количество осадка прямо пропорционально зависит от концентрации реагента. Добавки ПАВ влияют на количество осадка, т.е. при введении ПАВ слипания частиц осадка определяли в отфильтрованном от механических примесей составах.
Добавка 1,5% плавиковой кислоты HF ведёт к выпадению большого количества осадка - 6,8% масс, т.е. введение HF ухудшает фильтрующие свойства составов.
Результаты, проиллюстрированные в таблице 2.2, позволяют заключить, что кислотные составы на основе БН необходимо готовить в пресной воде, либо в смеси подтоварной и пресной 1:1.
Устройство для очистки призабойной зоны скважин
При строительстве скважин, во время первичного вскрытия пластов, а так же в процессе закачки воды (ППД) и межпластовых перетоков, мехпримеси, являющиеся продуктами коррозии оборудования и взвешенные частицы веществ, проникают в поровое пространство призабойной зоны пласта, частично отлагаются на фильтрующей поверхности каналов перфорации. Кроме того, накапливаются в скважине асфальтено-смолистые и парафиновые отложения, забойные осадки. Это приводит к ухудшению коллекторских свойств пласта. Для борьбы с этими явлениями применяется комплексный метод воздействия на ПЗП двухкомпонентными и трехкомпонентными химическими составами с последующим удалением продуктов реакции специальной депрессионной камерой, струйными насосами и свабированием. Специальные устройства, сочетающее в себе пульсатор, генератор давления, совмещенный со струйным насосом производящий гидродинамическое воздействие, позволяют проводить работы по ОПЗ без дополнительного подъема НКТ, ускоряет процесс выноса продуктов реакции из ПЗП и сокращает время на проведение КРС.
Технология ОПЗ активно применяется не только для обработки добывающих скважин, а также для повышения приемистости нагнетательных скважин. Перед началом проведения работ на скважине и после ОПЗ проводится аттестация скважины с записью КВУ, КВД с применением комплекса для гидродинамических исследований скважин ГДИ-701 и интерпретация полученных данных. В зависимости от степени ухудшения коллекторских свойств, потенциальных возможностей скважины, величины приемистости скважины используются кислотные, пенно-кислотные и пенно-щелочные обработки. После восстановления приемистости скважины проводятся дальнейшие работы по воздействию на ПЗП гидролизными кислотами, щелочными растворами.
Нами определено основное условие эффективности предлагаемых технологий. Необходима очистка призабойной зоны пласта от продуктов реакции после каждого этапа воздействия, с целью выноса мелкодисперсных сред и предотвращения контакта в скважине «щелочь—кислота». В процессе скважине-операции извлекается из скважины до 40—80 м3 растворенных осадков, пластовых флюидов с мехпримесями.
Проведенные исследования показывают, что в извлеченных осадках и мехпримесях кроме пластовых вод, абразивных частиц и АСПО (асфальтено-смолистых и парафиновых отложений) присутствует до 30% материалов используемых при бурении скважины (бентонитовая глина, гипан, КМЦ и др. реагенты). Таким образом, очистка и извлечение из скважины скопившихся многолетних осадков улучшает коллекторские свойства пласта и, как следствие повышает эффективность работы скважины.
Известно устройство для очистки скважин методом имплозии, включающее депрессионную камеру с налововником, снабженную в верхней части подвешенной на разрушаемом элементе грузоштангой, а в нижней — ступенчатым штоком, скобой, центрирующей втулкой и стаканом с кулачками [112].
Недостатком указанного устройства является низкая надежность его работы, невозможность проведения нескольких циклов операций по очистке призабойной зоны без дополнительных спуско-подъемных операций. Кроме того, резкий гидравлический удар в момент создания депрессии может привести к разрушению призабойной зоны скважин.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является устройство для очистки скважины, включающее депрессионную камеру с наголовником, пакер, гидропульсатор, клапанное устройство и хвостовик с перфорационными отверстиями. Гидропульсатор устройства выполнен в виде полого штока с отверстиями, установленного с возможностью ограниченного осевого перемещения. Отверстия в полом штоке изменяют свою суммарную площадь по мере выдвижения полого штока, регулируя таким образом скорость поступления жидкости из скважины [113].
Недостатком этого устройства является невозможность проведения нескольких циклов операций по очистке призабойной зоны без дополнительных спуско-подъемных операций. Кроме того, конструкция гидропульсатора позволяет регулировать скорость поступления жидкости из скважины, но не исключает вредное влияние депрессионного гидравлического удара на призабойную зону скважины. Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение надежности и эффективности очистки призабойной зоны скважины.
Для решения указанной задачи известное устройство для очистки скважин, включающее депрессионную камеру с наголовником, пакер, гидропульсатор, клапанное устройство и хвостовик с перфорационными отверстиями, дополнительно снабжено приводным устройством, а депрессионная камера выполнена в виде двух концентрично размещенных друг относительно друга труб и снабжена в нижней части муфтой перекрестного сечения, причем внутренний ряд труб депрессионной камеры герметично соединен в верхней части с наголовником, а в нижней —с муфтой перекрестного сечения, при этом гидропульсатор состоит из корпуса, верхней и нижней опор с осевыми отверстиями и цилиндрического ступенчатого ротора, установленного в верхней опоре с возможностью вращения, причем в цилиндре большего диаметра выполнено наклонное - отверстие, кроме того приводное устройство состоит из корпуса, переводника с отверстиями, ограничителя, поршня с кольцевой канавкой и запорных шаров, установленных в отверстиях переводника и канавки поршня с возможностью взаимодействия переводника с ограничителем, а переводник приводного устройства установлен с возможностью осевого перемещения в корпусе, например, при помощи срезных штифтов, к тому же в муфте перекрестного сечения выполнены осевые отверстия для соединения депрессионной камеры с призабойной зоной скважины и радиальные отверстия для соединения внутренней полости спускаемых труб с затрубным пространством.
Похожие диссертации на Разработка комплексной технологии обработки призабойных зон скважин применительно к условиям месторождений Западной Сибири
