Обоснование применения методов повышения извлечения и интенсификации добычи углеводородов

Методы воздействия на продуктивные пласты предназначены для увеличения производительности скважин и повышения углеводородоотдачи пластов. Выбор метода воздействия на пласт осуществляется с учетом особенностей геологического строения, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), состава пластовых пород и насыщающих их флюидов [2].

На основании геолого-физической изученности пластов Уренгойского месторождения перспективным представляется применение следующих методов повышения углеводородоотдачи:

• Бурение субгоризонтальных (горизонтальных) скважин;
• Гидравлический разрыв пласта (ГРП);
• Забуривание боковых стволов (ЗБС);
• Обработка призабойной зоны(ОПЗ);

Бурение субгоризонтальных (горизонтальных) скважин

На одном из эксплуатационных объектов месторождения запланированы опытно-промышленные работы по субгоризонтальному бурению (угол входа 60 градусов).

Залежь объекта полностью представлена чисто газовой зоной, проводку ствола планируется осуществлять через все пропластки для максимального охвата по вертикали. 

Субгоризонтальные (горизонтальные) скважины позволяют значительно снизить скорость притока в скважину при постоянном увеличении общего дебита, у них практически отсутствуют потери давления из-за турбулентности.

Для получения требуемых дебитов из скважин с субгоризонтальным (горизонтальным) забоем необходимо:

• не допустить общее обрушения забоя;
• поддерживать высокую проницаемость в межтрубном пространстве между стенками пробуренного забоя и фильтром;
• предотвратить засорение щелей фильтра;
• уменьшить зоны инфильтрации бурового раствора в призабойной зоне пласта;
• снизить влияния фильтрата бурового раствора на проницаемость зоны инфильтрации.

Для решения всех этих проблем рекомендуется использовать фильтры из пористого материала, пропитанные специальным герметиком, способным растворяться в кислоте, нефти или специальном растворе. Такой фильтр можно спустить и установить на забое скважины, заполненной обычным буровым раствором, содержащим коркообразующий материал. После установки фильтра проводится кислотная обработка или обработка растворителем для восстановления проницаемости фильтра и удаления коркообразующего материала с лицевой поверхности.

Забуривание боковых стволов

На объекте рассматриваемого месторождения планируется зарезка боковых стволов с горизонтальным окончанием из скважин разведочного фонда. Отметим, что бурение бокового ствола позволит максимально использовать имеющийся фонд, вовлечь в разработку трудноизвлекаемые запасы, а также снизить стоимость бурения новых скважин.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных способов воздействия на призабойную зону скважин. Практика показывает, что ГРП в настоящее время является одним из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин. Применение гидроразрыва пласта целесообразно в плотных породах коллекторах, подключение которых к разработке путем кислотной обработки и дострелов, как правило, неэффективно [3].

ГРП рекомендуется применять в низкодебитных скважинах с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью пласта, а также в скважинах, которые имеют заниженный дебит по сравнению с окружающими.

Также необходимо учесть при планировании ГРП следующие некоторые технологические критерии: расстояние до нагнетательной скважины должно быть не менее 400 м; текущая f_в менее 85 %, накопленная f_в менее 50 %; отсутствие резкого роста f_в; отсутствие стабильно высокого дебита нефти (q_н) 10-15 т/сут. 

Для увеличения нефтеотдачи углеводородов в низкопроницаемых газовых пластах может быть эффективен массированный гидроразрыв пласта, при котором в пласт закачивается большой объем проппанта (более 40 тонн).

На Уренгойском месторождении рекомендуется проводить гидроразрыв пласта при вводе скважин в эксплуатацию (нефтяные залежи, а также газоконденсатные залежи, характеризующиеся низкими ФЕС).

Методы обработки призабойной зоны

Влияние негативных факторов (наличие твердых частиц, фильтратов бурового раствора, жидкости глушения, водонефтяных эмульсий) может существенно снизить продуктивность добывающих скважин. В связи с этим комплекс мероприятий по обработке эксплуатационного фонда скважин следует направить на ОПЗ. Следует отметить, что ОПЗ наиболее эффективна при совместном применении физико-химических методов и технических средств, обеспечивающих удаление закупоривающих веществ и продуктов химических реакций из порового пространства пласта [1].

Использование кислотных методов для интенсификации добычи нефти более эффективно при низкой обводненности скважин. При увеличении обводненности рекомендуется использовать кислотные составы в сочетании с ПАВ, растворами ПАВ и их различными составами.

Различают следующие виды кислотных ОПЗ пласта: соляно-кислотная обработка (СКО), глинисто-кислотная обработка (ГКО), глинисто-солянокислотная обработка (ГСКО), обработка многокомпонентными кислотными составами (МКС).

Соляно-кислотная обработка (СКО)

СКО – это воздействие соляной кислоты на материал пласта, в результате которого увеличивается пористость и проницаемость. В основном, продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта, либо из песчаного (SiO₂), либо представлены известняками или доломитами (CaCO₃ – основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - чисто в песчаных пластах она бесполезна, поэтому используют HF. Отмечается, что соляная кислота хорошо реагирует с известняками.

CaCO₃+2HCl = CaCl₂+CO₂+H₂O, (1.1)

При обработке соляной кислотой скважину следует очистить от песка, грязи, парафина и других примесей. Для очистки ее стенок от цемента и глинистой корки, продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают без промывки, а прореагировавшую кислоту вымывают вместе с продуктами реакции.

Если есть возможность установить в скважине циркуляцию, то сначала надо ее заполнить нефтью, а затем в трубы закачать раствор соляной кислоты. Вытесненную нефть измеряют в мернике. После закачки расчетного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и закачивается небольшое количество кислоты в скважину под давлением. После этого кислоту из труб продавливают в пласт с нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину, а затем запускают в эксплуатацию.

Обработка соляной кислотой в любом варианте применяется для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены в основном песчаниками с глинистым цементом, тогда применяется смесь плавиковой кислоты с соляной кислотой.

Отметим, что плавиковую кислоту следует закачивать в пласт с замедлителем для того, чтобы обеспечить избыток породы при недостатке кислоты за счет ее глубокого проникновения. В этом случае скорость реакции растворения будет иметь следующую последовательность: Fe₂O₃> Al₂O₃> CaO> MgO при нулевой растворимости SiO₂, т.е. пока вся глина не прореагирует, песок в глинистой кислоте не растворится. Применение в качестве замедлителя хлорида алюминия оправдано в случае отсутствия других замедлителей (сульфитного щелока), так как хлорид алюминия уменьшает концентрацию глинокислоты за счет образования различных переходных соединений, которые способны реагировать с глиной. 

При подборе реагента для очистки скважины и ОПЗ пласта – необходимо придерживаться правил: реагент должен отмывать или десорбировать грязь с поверхности металла, силикатов и карбонатов, снижать межфазное натяжение на границе нефть-вода (при рН=6-10), способствовать удалению наиболее прочных отложений - полярных АСПО, а также учитывать, что лучшая адсорбируемость реагента на очищаемой поверхности для того, чтобы в дальнейшем предотвратить вторичное загрязнение очищенной поверхности (металла, породы). Такими свойствами обладают углеводородные растворители с катионоактивными ПАВ (которых у нас нет) и водные растворы неионогенных и анионоактивных ПАВ в концентрациях, превышающих пятикратные критические концентрации мицеллообразования ККМ (по справочнику). 

При выборе реагента для очистки скважины и ОПЗ необходимо придерживаться правил: реагент должен отмывать или десорбировать загрязнения с поверхности металла, силикатов и карбонатов, снижать межфазное натяжение на границе раздела нефть-вода (при pH = 6-10), помогать удалить наиболее стойкие отложения - полярные АСПО.

Следует отметить, что в данной работе были рассмотрены рекомендованные методы повышения углеводородоотдачи на Уренгойском месторождении и сделаны выводы по ним.