Призабойная зона (ПЗ) – это участок, примыкающий к стволу скважины, в пределах которого эксплуатационные процессы протекают наиболее динамично. В течение всего срока существования и эксплуатации скважины конфигурация, размеры, гидродинамические характеристики данной области постоянно изменяются. Обработка призабойной зоны (ОПЗ) позволяет восстановить или улучшить ее фильтрационные характеристики. Для этого используются различные способы. Наилучший эффект дает ОПЗ, включающая в себя комплекс мероприятий. О способах обработки призабойной зоны скважин и особенностях каждого из них вы узнаете из этой статьи.
С какой целью проводится ОПЗ
В процессе эксплуатации нефтяной скважины обязательно наступает момент, когда выработка начинает снижаться. Это может происходить по разным причинам. К наиболее частым относятся:
- малая толщина пласта;
- загрязнение ПЗП;
- значительная вязкость нефти;
- низкая проницаемость горной породы.
Нефтеотдача стандартной скважины составляет 30–35 %. Остальные 65–70 % можно добыть только после того, как будет обработана ПЗП.
Обработка призабойной зоны пласта проводится на всех этапах разработки нефтяной скважины. Основная цель ОПЗ – восстановить и повысить фильтрационные характеристики для увеличения производительности нефтедобычи. Способ обработки выбирают после следующих мероприятий:
- тщательного изучения причин низкой продуктивности скважины. Учитываются физико-химические характеристики пласта-коллектора;
- гидродинамических и геофизических исследований. Проводятся, чтобы оценить текущие фильтрационные характеристики ПЗ.
Обработка призабойной зоны пласта может проводиться только в тех скважинах, которые являются технически исправными, а эксплуатационная колонна и цементное кольцо полностью герметичны. Герметичность должна обязательно подтверждаться предварительными исследованиями.
Как выбирается способ обработки призабойной зоны пласта
Выбор технологии ОПЗП и периодичность проведения таких работ осуществляют соответствующие службы нефтедобывающего предприятия либо сторонняя компания, имеющая лицензию для такой деятельности. Они же обосновывают выбранный способ обработки с учетом проекта нефтяного месторождения и технико-экономической оценки его эффективности по сравнению с другими. Выбирается также тип воздействия на призабойную зону пласта: однократное или многократное (периодическое). Для всех способов ОПЗП проведение подготовительных работ является обязательным. Они включают в себя:
- комплектацию нужным инструментарием и оборудованием;
- подготовку забоя, фильтра и скважины к последующей обработке.
Виды обработки призабойной зоны пласта
ОПЗ является не одной операцией, а комплексом мероприятий, призванных увеличить производительность скважины. Они включают в себя разнообразные методы обработки, которые по типу воздействия можно разделить на такие категории:
- физико-химические;
- тепловые (термические);
- гидродинамические;
- газовые.
Для достижения лучшего эффекта может применяться комбинация нескольких методов. Например, термический в сочетании с кислотным или гидродинамическим способом. Ведущие нефтесервисные компании, такие как «АКРОС», предлагают заказчикам комплексный подход с полной технической и технологической поддержкой: от подготовки до завершения обработки призабойной зоны. Работы выполняются в следующей последовательности:
- анализ призабойной зоны специалистами компании. Обследуются скважины, выявляются причины их низкой производительности;
- выбор технологии обработки. Проводится на основе геофизических данных и лабораторных исследований;
- определение перечня мероприятий. Подбирается необходимое оборудование и химические реагенты;
- выполнение комплекса работ по ОПЗП. Он включает в себя подготовку и детальный контроль с полным техническим сопровождением;
- оценка результатов. В процессе выполнения выявляются зоны риска, подготавливается список рекомендаций по улучшению технологического процесса.
Ниже перечислены технологии ОПЗП, которые применяются для повышения производительности нефтяных скважин.
Кислотная обработка
Применение такой технологии позволяет эффективно очистить продуктивный пласт от загрязнений, образовавшихся в результате:
- вскрытия бурением;
- эксплуатации скважины;
- цементажа обсадной колонны.
Кислотная обработка выбирается в том случае, когда снижение продуктивности связано с неудовлетворительным состоянием самой ПЗП, ствола нефтяной скважины, каналов перфорации. Конкретная технология кислотного воздействия на пласт зависит от характеристик объекта и поставленной цели.
Солянокислотная обработка. Для нее используются специальное оборудование (типа «АзИНМАШ-30А») или мобильные насосы, установленные на грузовом автомобиле или тракторе. Реагентом является синтетическая соляная кислота, в которую введены ингибиторы коррозии и интенсификаторы. Сначала на забой скважины закачивается кислота и выдерживается несколько часов. Затем реагент вместе с образовавшимися продуктами реакции выкачивают методом обратной промывки. Потом проводится комплекс работ в такой последовательности:
- скважину заполняют нефтью;
- в НКТ закачивают расчетный объем соляной кислоты;
- закачанный реагент продавливают в пласт водой или нефтью;
- выдерживается время, необходимое для прохождения реакции.
Пенокислотная обработка. В ней используется иной состав реагента. Он представляет собой насыщенный воздухом раствор ПАВ (поверхностно-активных веществ) в соляной кислоте. Реагент в виде пены закачивается в скважину. Для этого используют автоцистерну с насосом (кислотный агрегат), мобильный компрессор и аэратор. Последний предназначен для смешивания компонентов и насыщения рабочей смеси воздухом.
Термокислотная обработка. Она проводится с помощью специального оборудования – реакционного наконечника. Он подает в скважину реагенты, которые вступают в реакцию с соляной кислотой и выделяют большое количество тепла. Такая обработка применяется, чтобы расплавить смолу или парафин в забое и усилить кислотное воздействие.
Грязекислотная обработка. Перечисленные выше технологии используют преимущественно для обработки карбонатов. Если же пласты сложены песчаниками и глинами, проводится грязекислотная обработка. Для нее используется грязевая кислота – смесь соляной и плавиковой. При такой технологии ОПЗП проводятся следующие работы:
- сначала делается кислотная ванна, удаляющая слои засохшей глины и цемента;
- в скважину закачивают 10–15 % соляную кислоту для растворения карбонатных пород;
- выдерживают заданное время, затем промывают, удаляя реагент и продукты реакции;
- закачивают внутрь грязевую кислоту, после выдержки удаляют обратной промывкой.
Время, в течение которого кислотный раствор выдерживается в пласте, зависит от температуры последнего. Если она не превышает +30 °С, выдержка составляет 2 ч, +30…+60 °С – от часа до полутора. При большей температуре кислотный раствор выдерживается до полного завершения реакции (нейтрализации).
Гидропескоструйная перфорация
Гидропескоструйная перфорация (ГПП) применяется перед гидравлическим разрывом пласта (ГРП) для вскрытия плотных коллекторов. Основная цель – создать трещины в заданном интервале пласта или срезать трубы при проведении ремонта скважины. Суть технологии заключается в абразивном разрушении преград. Жидкость и песок под давлением нагнетаются в скважину, после чего образуются чистые глубокие каналы. Результатом такой обработки является усиление и активизация нефтяных потоков.
Гидропескоструйная перфорация проводится в двух вариантах:
- точечная. Перфорационное устройство является неподвижным;
- щелевая. Перфоратор перемещается при работе.
Вариант ГПП и плотность обработки подбираются под эксплуатационные и геофизические характеристики коллектора. Для гидропескоструйной перфорации используются:
- оборудование – насосно-компрессорные трубы, перфораторы, пескосмесители, насосы;
- расходные материалы – рабочая жидкость-носитель, кварцевый песок;
- дополнительные компоненты – сальниковая катушка (вариант: превентор), емкости.
При ГПП в качестве жидкости-носителя применяют 5–6 % раствор HCl (соляной кислоты), дегазированную нефть, воду с добавками поверхностно-активных веществ. Песок добавляют так, чтобы его концентрация находилась в пределах 50–100 г/л. При точечной перфорации продолжительность вскрытия составляет порядка 15 минут, при щелевой – до 2–3 минут на каждый сантиметр щели. Сам процесс осуществляется при движении НКТ снизу вверх. После завершения ГПП проводится обратная промывка, пока песок не будет полностью удален из нее. Затем перфоратор поднимают на поверхность, а скважину оснащают оборудованием для последующего освоения и эксплуатации.
Виброобработка
Данный метод заключается в воздействии на ПЗП специальных механизмов (вибраторов), генерирующих в жидкости колебания различной частоты и амплитуды. Генератор колебаний создает большие перепады давления, ведущие к появлению в породах трещин и разрывов. Перед началом работы специалисты обследуют скважину, пласт и призабойную зону, чтобы определить их текущее состояние. На основе полученных данных определяется глубина спуска оборудования, требуемый диаметр НКТ, разрабатывается схема расстановки агрегатов и т. д. Такая технология ОПЗП будет оптимальной:
- для скважин с загрязненной призабойной зоной пласта;
- коллекторов из низкопроницаемых глинистых пород;
- перед химической обработкой скважины;
- перед проведением гидравлического разрыва пласта (ГРП);
- для коллекторов с зональной, послойной и другими видами неоднородности.
Виброобработка недопустима при низком пластовом давлении, сильном поглощении жидкости пластом, а также для скважин, которые находятся недалеко от водонефтяного контакта. Этот способ дает хорошие результаты, если уровень пластового давления близок к гидростатическому. Данная технология наиболее эффективна для скважин:
- с проницаемостью ПЗ ниже средней;
- с ухудшенными свойствами коллектора;
- с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением.
В качестве рабочей жидкости в виброобработке применяют нефть, предельный керосин, раствор соляной кислоты или их смеси. Ее объем рассчитывается на основе характеристик конкретной скважины. Перепад давлений (гидравлический импульс) определяется на основе расхода рабочей жидкости и времени, которое требуется, чтобы перекрыть ее поток.
Термообработка
Это самый эффективный способ повышения производительности пласта для нефтей с большим содержанием тяжелых фракций, при пластовой температуре не выше температуры кристаллизации парафина. Подогрев ПЗ может осуществляться одним из двух методов.
Метод кондуктивного прогрева. В скважину опускают источник тепла, питание к которому подается через кабель-трос. Нагрев осуществляется глубинным электронагревателем, который опускают в интервал продуктивного пласта и оставляют там на 3–7 суток для прогрева. Затем оборудование поднимают, а скважина переходит в рабочий режим. После нагрева продолжительность эксплуатации не должна превышать 7 часов (рабочей смены).
Паротепловая обработка. Ее выбирают для скважин глубиной до 1000 м и с вязкостью нефти (в условиях пласта) более 50 МПа•с. Перед началом тепловой обработки оборудование останавливают и поднимают, затем проверяют, герметична ли рабочая колонна. В скважину нагнетают пар так, чтобы он создал паровую зону радиусом 10–20 м. Используются стационарные или мобильные парогенераторы. Затем скважину герметизируют и в таком состоянии выдерживают 2–3 суток, после чего открывают для дальнейшей эксплуатации.
Прогрев может проводиться постоянно или периодически, согласно установленному графику.
Гидравлический разрыв пласта
Такую технологию (ГРП) выбирают для плотных коллекторов с низкой проницаемостью и в тех случаях, когда радиус загрязнения ПЗП очень велик. Она предусматривает создание в пласте высокопроводимой трещины, которая образуется под давлением подаваемой рабочей жидкости. К преимуществам ГРП можно отнести:
- резкое возрастание дебита;
- восстановление простаивающих скважин;
- возможность дегазации угольных пластов.
В однородных пластах небольшой толщины создается одна трещина значительной протяженности. В многопластовых нефтяных залежах, сложенных низкопроницаемыми породами, обычно применяется несколько поинтервальных ГРП. Для нагнетания чаще всего используются растворы высокомолекулярных соединений, соляной кислоты или сырую нефть. Предварительно рассчитывают оптимальную длину трещины, что позволяет сделать технологию наиболее эффективной. При расчете учитывается расположение нагнетательных скважин, проницаемость горных пород и радиус зоны дренирования.
Перечисленные способы ОПЗП используются чаще всего. Для большей эффективности методы обработки призабойной зоны применяются в комплексе.