Issuu on Google+

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ © Коллектив авторов, 2007

УДК 622.276.66

Технология восстановления продуктивности скважин, в которых проведен гидроразрыв пласта Ю.В. Земцов, А.Г. Газаров, В.Н. Сергиенко (ООО «КогалымНИПИнефть»), П.Г. Морозов, М.А. Салихов (ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»)

П П

ромысловая практика свидетельствует о том, что дебиты скважин, в которых осуществлен гидроразрыв пласта (ГРП), со временем эксплуатации снижаются. Продолжительность эффекта от ГРП на месторождениях Западной Сибири колеблется в широких пределах, в частности, на промыслах ТПП «Когалымнефтегаз» – от 2 мес до 5 лет. В работе [1] достаточно подробно рассмотрены геологические, промысловые и технологические факторы, снижающие продуктивность скважин со временем эксплуатации после ГРП. В числе наиболее явных причин отмечается засорение трещин и пристеночного слоя пласта в процессе эксплуатации скважины вследствие аккумуляции в поровом пространстве на продуктах разложения геля (жидкости гидроразрыва) микрочастиц песка, глины и стойких водонефтяных эмульсий. В работах [1, 2] приведены методы восстановления продуктивности скважин с ГРП, апробированные и внедряемые на промыслах ОАО «Сургутнефтегаз». При этом показано, что степень восстановления дебита скважин, в которых выполнен ГРП, достигает по результатам обработки призабойной зоны (ОПЗ) 80 % и более, что по технологической эффективности сопоставимо с повторным ГРП, а по стоимости – на порядок ниже. В этих работах отмечается, что при значительном снижении дебита скважин после ГРП наиболее эффективны ОПЗ растворителями, а при малом – кислотными композициями. В данной статье проблема восстановления дебита добывающих скважин с ГРП рассматривается в двух аспектах: - относительно технологии репрессионно-депрессионного воздействия на

56

03’2007

Technology of restoration of producing ability of wells, in which hydrofrac is carried out Yu.V. Zemtsov, A.G. Gazarov, V.N. Sergienko (KogalymNIPIneft OOO), P.G. Morozov, M.A. Salikhov ( LUKOIL - Western Siberia OOO ) The problem of restoration of rating of producing wells, in which hydrofrac is carried out, from the point of view of technology of influence on a crack and near-bottomhole zone with selection of reaction products right after reaction termination is considered. High efficiency of hydrofrac cracks cleaning by hydrocarbonic solvents of asphalt-tar-wax deposits as a result of application of technology of hydroimpulsive repressive-depressive action is established.

трещину и прискважинную зону с отбором из призабойной зоны пласта (ПЗП) продуктов реакции сразу по окончании реакции; - с точки зрения эффективности использования при этой технологии углеводородных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). В ООО «КогалымНИПИнефть» разработано устройство «Декольмататор виброструйный» (ДКВС), позволяющее закачивать в призабойную зону пласта химические реагенты путем многократных репрессионно-депрессионных гидравлических ударов и извлекать продукты реакции на поверхность сразу же по окончании обработки. Конструкция устройства описана в работе [3]. Суть технологии воздействия с применением ДКВС состоит в том, что при закачке жидкости в интервале вскрытия пласта создается импульсное мгновенно возрастающее и резко снижающееся давление, при котором реагент продавливается в трещину ГРП и призабойную зону пласта. Фактически процесс воздействия происходит в режиме репрессионно-депрессионных гидроударов, амплитуда которых может изменяться в пределах 2-10 МПа. Такая относительно невысокая амплитуда гидроударов не

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

приводит к деструкции и выносу проппанта из щели, а способствует активному разрушению кольматанта, его срыву с зерен проппанта и поверхности пор, что повышает эффект очистки. Затем без проведения спускоподъемных операций и замены скважинного оборудования осуществляется запуск входящего в комплект ДКВС струйного насоса, что обеспечивает вынос продуктов разрушения и отработанного реагента из трещины и пласта. Конструкция насоса позволяет создать заданную депрессию на пласт в диапазоне от 3 до 9 МПа при отборе жидкости до 4050 м3/сут. Устройство ДКВС позволяет проводить несколько циклов воздействия (закачки и вызова притока) за одну спускоподъемную операцию. При этом реагенты могут меняться, например, в первом цикле используется растворитель АСПО, во втором – кислотный состав. В следующем цикле объем реагента увеличивается, и новая его порция воздействует на более удаленный слой призабойной зоны пласта. На рисунке в качестве примера приведена запись глубинным манометром процесса обработки ДКВС скв. 2557 Повховского месторождения. Работы в скважине были проведены в один цикл закачки


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Регистрация забойных давлений при обработке ДКВС скв. 2557 Повховского месторождения: рпл, рзаб – давление соответственно пластовое и забойное; Δргидр – амплитуда гидроударов

растворителя АСПО ХПР-001 и отработки скважины на приток после выдержки на реакции. Продавка растворителя в пласт осуществлена в режиме гидроимпульсных ударов с амплитудой 8,0-8,2 МПа, отработка на приток для извлечения отмытого кольматанта – при депрессии 6,0-6,2 МПа. Оборудование ДКВС включает шламоуловитель, в котором извлекаемые из ПЗП загрязнения и частицы кольматанта отделяются от потока жидкости и поднимаются в нем на поверхность по окончании работ. Исследование состава кольматанта имеет большое практическое значение, так как позволяет целенаправленно выбирать химические реагенты, наиболее активно действующие на него и очищающие призабойную зону. Кольматант, извлеченный из скв. 2557, представлял собой вязкую жидкую темно-коричневую массу плотностью 1,42 г/см3, с тонкодисперсными включениями и твердым осадком. Образец состоял из: - пластовой воды общей минерализацией 21,086 г/л (26,87 %); - растворимых солей, представленных хлоридами, сульфатами, карбонатами и гидрокарбонатами щелочных металлов, кальция и магния (1,58 %); - углеводородов (24,61 %); - твердых веществ (46,94 %). Групповой состав углеводородов характеризуется следующим содержанием компонентов: асфальтены – 28,85 %; смолы – 17,41 %; парафины – 2,30 %; масла, включая легкие фракции, – 51,44 %. Отделенные углеводороды представляют собой смесь нефти с АСПО и содержат деструк-

тированные отложения в виде смол, не отмывающиеся в горячем толуоле и являющиеся частицами битума. По данным рентгеноструктурного анализа и наблюдений под бинокулярным микроскопом твердые вещества являются терригенными образованиями, представленными обломками в основном кварца, незначительно – полевых шпатов, пелитовой фракцией и техногенными образованиями. Проппант или его обломки не обнаружены, что характерно при воздействии ДКВС: после всех обработок проппант в шламоуловителе отсутствовал или содержался в малых количествах: до 1 % массы извлеченного кольматанта. Доля частиц породы в объеме пробы составляет около 70 %, техногенных образований – около 30 %. Последние представлены АСПО, насыщенными железистыми тонкодисперсными частицами (гексаферритами типа [Pb2Mn0.2Mg0.1]Fe10.6O18.4), в меньшей степени – ржавчиной. В результате аналогичных исследований проб кольматанта при воздействии ДКВС в других скважинах установлены как некоторые различия, так и общие для одного и того же пласта характеристики кольматирующих материалов. Различия состоят, например, в том, что доля техногенных образований в кольматанте варьирует в широких пределах: от 10 до 90 %. Иногда они являются типичными продуктами процесса солеотложения, подобно отложениям на скважинном оборудовании: железистому карбонату, гипсу. В скважинах, где ранее осуществлялись кислотные ОПЗ, техногенные образования пред-

ставлены в основном продуктами реакции кислот с металлом и породой, т.е. оксидами железа и нерастворимыми солями. Характерная особенность кольматанта, извлеченного из скважин пласта БВ8 Повховского месторождения, заключается в большом количестве глинистых включений, легко разбухающих в воде и не взаимодействующих с соляной кислотой. Общим для пластов БВ8 Повховского и БС102+3 Тевлинско-Русскинского месторождений является высокое содержание в кольматанте тяжелых высоковязких углеводородов, которые тоже не растворяются в кислоте. С учетом результатов исследований (см. таблицу) для очистки трещин ГРП и обработки призабойной зоны в условиях рассматриваемых пластов в технологии ДКВС нами использовались растворители АСПО. Иногда обработки проводились в два цикла с использованием в первом цикле растворителя, а во втором – кислотного состава. Успешность работ по восстановлению продуктивности скважин с ГРП, выполненных на Тевлинско-Русскинском и Повховском месторождениях в 2005 г., составила 90,9 %. Только в 1 из 11 скважин (скв. 7843 Тевлинско-Русскинского месторождения) не был получен положительный результат. Из-за негерметичности пакера и соответственно невозможности работы струйного насоса кислота не была своевременно вымыта из ПЗП, коэффициент продуктивности скважины снизился из-за осаждения продуктов реакции. В скв. 7882 ощутимого эффекта не получено вследствие снижения пластового давления в зоне отбора, что послужило основной причиной уменьшения ее дебита за последние полгода. К сожалению, до ОПЗ не были проведены геофизические или гидродинамические исследования скважины, и это было установлено только после воздействия и подъема на поверхность глубинных манометров ДКВС. В остальных скважинах технология характеризуется высокой эффективностью. Степень восстановления дебитов жидкости относительно максимальных, т.е. достигнутых в результате ГРП, была равна 55,6-97,3 %, средняя - 70,2 %. При этом приросты дебитов нефти составили 6,6 - 19,4 т/сут, средний – 9,7 т/сут, суммарный прирост дебита нефти составил 106,8 т/сут. На конец 2005 г. дополнитель-

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

03’2007

57


Примечание. 1. Нд – динамический уровень; qж, qн – дебит соответственно жидкости и нефти; В – обводненность. 2. В числителе приведены показатели до обработки призабойной зоны, в знаменателе – после нее.

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

58

03’2007

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО


РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ но добыто 12,7 тыс. т нефти, в среднем 1154 т на скважину. По 9 скважинам из 11 эффект продолжается, что гарантирует высокую экономическую эффективность внедренной технологии. Таким образом, использование растворителей АСПО в технологии ДКВС для очистки трещины гидроразрыва и призабойной зоны нефтяных скважин весьма эффективно. Опыт работ на Тевлинско-Русскинском и Повховском месторождениях убедительно свидетельствует о том, что гидроимпульсное репрессионно-депрессионное воздействие по технологии ДКВС позволяет получать высокие результаты по очистке трещин ГРП и ОПЗ низкопроницаемых коллекторов без применения кислоты и с использованием только углеводородных растворителей. Общеизвестно, что применение кислот связано с негативным последствиями, начиная с проблемы утилизации отработанного раствора и заканчивая риском снижения дебита нефти вследствие резкого обводнения скважины или уменьшения ее продуктивности в результате вторичного осадкообразования. Режим гидроимпульсного воздействия, создаваемый с помощью устройства ДКВС, позволяет с не меньшей эффективностью применять для

очистки и восстановления проницаемости ПЗП щадящие или менее агрессивные реагенты: растворители АСПО, органические кислоты и композиции на их основе, деэмульгирующие и отмывающие ПАВ. Указанные направления наших практических научных исследований в ближайшей перспективе будут являться основными. Выводы 1. В условиях пластов БС102+3, БС11 Тевлинско-Русскинского и БВ8 Повховского месторождений эффективной является очистка трещин ГРП и ПЗП углеводородными растворителями АСПО при применении технологии гидроимпульсного репрессионно-депрессионного воздействия. Использование растворителей вместо агрессивных кислот позволяет устранить негативные проблемы, связанные с их применением. 2. Оборудование ДКВС дает возможность извлекать на поверхность кольматирующие ПЗП материалы. Полученная о составе кольматанта информация имеет большую практическую значимость, так как позволяет целенаправленно выбирать химические реагенты, наиболее эффективно действующие на него и очищающие призабойную зону.

3. Технология ДКВС в отличие от известных позволяет за одну спускоподъемную операцию осуществить несколько циклов закачки и отбора из пласта с изменением химических реагентов и увеличением радиуса воздействия. Это повышает эффективность обработки при одновременном снижении трудоемкости и затрат на ее осуществление.

Список литературы 1. Малышев Г.А., Малышев А.Г., Журба В.Н. Методы восстановления продуктивности скважин с трещинами ГРП. Труды IV международного симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи». – М.: Институт нефтяного бизнеса, 2005. 2. Малышев Г.А., Сонич В.П., Сулима С.А. Состояние и перспективы развития технологии гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»//Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8. – С. 88-91. 3. Технология ОПЗ низкопроницаемых коллекторов гидроимпульсно-виброструйного воздействия/В.Н. Сергиенко, Ю.В. Земцов, А.Г. Газаров, Е.Г. Павлов//Интервал. – 2005. – № 6. – С. 19-23.


Технология восстановления продуктивности скважин, в которых проведен гидроразрыв пласта, 2007