Технологии воздействия на ПЗП

В настоящее время известно значительное многообразие технологий с воздействием как на скелет породы, так и на продукты, загрязняющие ПЗП в процессе контактирования с пластовыми флюидами.

Известны технологии воздействия на скелет породы закачкой растворов кислот (соляной, плавиковой, серной, уксусной) в виде кислотных ванн, простых кислотных и высоконапорных обработок. Данные технологии широко известны в нефтепромысловой практике и достаточно хорошо освещены в соответствующей литературе. Однако, их общим недостатком является то, что в этих технологиях не обеспечивается высокая эффективность обработок. Наиболее эффективными являются комбинированные технологии, так как при них воздействие на скелет и пластовые флюиды происходит одновременно, часто с синергегическим эффектом.

Одновременно при воздействии на ПЗП используют повышенный температурный режим в целях ускорения реакции и растворения АСПО (электрообогрев, применение магния) и технологии увеличения начальной контактной поверхности в ПЗП и приемистости реагентов (перфорация пулевая, гидропескоструйная, боковое сверление породы, взрыв). Но применение комбинированных технологий лимитируется затратами на добычу и может оказаться не всегда рентабельным. Здесь следует исходить из следующего соотношения

,                  (19)

где Qн  - дополнительная добыча нефти, т; Цн - отпускная цена или цена 1 т нефти на вторичные методы, руб/т; Сн - промысловая себестоимость нефти, руб/т; Vp -  суммарный объем закачки смеси химреагента, м3; Зр - суммарные затраты на закачку 1 т смеси реагента, руб; ΔВ - затраты, направленные на компенсацию мероприятий по охране окружающей среды, руб; ΔП - общие капвложения на технологию, руб (стоимость дополнительного обустройства скважин, база химреагентов и т. д.).

Комбинированная технология 1 предусматривает одновременное воздействие на породу и АСПО в ПЗП нагнетательных и эксплуатационных скважин закачкой смеси кислоты с растворителем (рис. 13, а). Нагнетательную или добывающую скважины останавливают, вначале исследуют и определяют причины снижения продуктивности ПЗП. Выявляется преобладающий фактор, например, отложение солей, который и определяет вид основного воздействия. На пласт 1 в скважину спускается на насосно-компрессорных трубах 4 пакер 2 с обратным за-трубным клапаном 3, установленном   на 1 - 2 м выше пакера. В скважину закачивается по нагнетательной линии 7 расчетный объем соляно-кислотной смеси (СКС), продавливается в пласт и оставляется на реагирование 18 - 20 часов. Затем скважина может быть освоена для эксплуатации. Лучший результат при этом достигается в случае промывки через обратный клапан 3 по затрубной линии 6, снабженной затрубной задвижкой 5 в целях снижения противодавления на пласт, и выноса продуктов реакции на поверхность для дальнейшего отделения их и утилизации. Наилучший результат получится при применении для снижения противодавления на пласт закачки через линию 6 двуокиси углерода или дымовых газов. Так при глубине скважины 1800 м и средней плотности продавочной жидкости 1190 кг/м3, при промывке чистой нефтью плотностью 810 кг/м3 и СО2 плотностью у клапана 3 - 790 кг/м3, соответственно перепад давления на ПЗП составит:

при промывке нефтью

;

при промывке СО2

.

По мере падения давления в лифте СО2 расширяется и смесь облегчается, расчетная средняя плотность жидкости в НКТ составит 600 кг/м3. Причем промывку по затрубному пространству надо проводить с определенным циклом, например через 10 часов, чтобы импульсы перепада давления создавались переменной величины в целях интенсификации выноса продуктов реакции.

Комбинированная технология 2 (рис. 13,б). По данной технологии с целью повысить эффективность реакции СКС и продавки ее в пласт используется источник тепла, например, гранулированный магний. В призабойную зону 1 скважины на контейнере 2, наполненном гранулированным магнием, с клапанной коробкой 3 спускается совместно с глубинным насосом 7 (нижний 5 и верхний 6 клапаны) на штангах 8 и НКТ 9 в сборе подземное оборудование при очередном подземном ремонте. Обработку ПЗП проводят по мере снижения продуктивности скважин. Скважина останавливается, срывается нижний клапан насоса 5 и приподнимается. Затем по линии 10 агрегатом АН-700 в начале прокачивается растворитель при закрытой линии 11, а затем закачивается расчетный объем раствора соляной кислоты с одновременной продавкой в пласт. Кислота поступает через клапан 3 в контейнер, вытекает через его нижнюю часть и поступает в ПЗП. При выходе из контейнера раствор горячей кислоты обогревает ПЗП и растворитель и разрушает структуру АСПО в течение 10 - 14 часов. Затем сажается нижний клапан 5 и скважина запускается в работу с максимальным отбором до снижения уровня в затрубной части до приема насоса, в целях создания достаточно высокого градиента давления между пластом и забоем скважины.

Оценка эффективности технологии приводится на примере скв. 2370 НГДУ Альметьевнефть. Скв. 2370, представленная алевролитами, с высокой степенью влияния АСПО давала дебит 0,5 т/сут, после обработки стала давать 6 т/сут. Целевые исследования по определению эффективности технологии проводились по динамике снижения затрубного уровня от статического режима. Они представлены в табл. 12.

Таблица 12.

Результаты исследований по скв. 2370

№ замеров	Время наблюдения, ч	Изменение уровня, м		ΔН, м
		до обработки	после обработки
1	0	280	245	- 35
2	0,5	287	315	+28
3	1,0	385	378	-7
4	1,5	472	441	- 31
5	2,0	550	497	- 53
6	2,5	640	549	- 91
7	3,0	690	600	- 90
8	3,5	745	650	- 95
9	4,0	825	700	- 125
10	4,5	890	752	- 138
11	5,0	980	795	- 186
12	5,5	1045	855	- 190
13	6,0	1100	910	- 190

Интенсивность откачки до и после обработки принимается

,                                         (20)

где F - площадь кольцевого пространства, м2; dH - изменение уровня, м. Так как суммарная откачка до и после обработки за период наблюдения равна Q1,2 = Σqi, то коэффициент увеличения притока определится:

,                                       (21)

т. е. приток увеличится на 45%.

В случае применения электронагревателя на забое скважины в большей степени проявляется влияние теплового эффекта.

Комбинированная технология 3 (рис. 13, в). В данном случае также совмещается одновременное воздействие на скелет и флюиды в призабойной зоне 1 путем спуска, например, перфоратора малогабаритного ПГД БК-100/50 - 2, пакера 3 на насосно-компрессорных трубах 4 с тросом дистанционного управления 8 от лебедки, и одновременной подачи смеси кислоты с растворителем по линии 7 после перфорации. Технология осуществляется следующим образом. В скважине проводят комплекс исследований, определяют состояние ПЗП и его характеристики. Затем в скважину через специальный сальник на устье скважины спускается  перфоратор   малогабаритный  ПГД БК 100/50, проводится перфорация и затем в раскрытую часть скелета пласта закачивается интенсифицирующий агент. Вместо перфоратора может быть использован направленный гидропескоструйный перфоратор и взрыв малой мощности.

Комбинированная технология 4 (рис. 13, г). В эксплуатационных скважинах, у которых ожидаемое давление закачки интенсифицирующего агента в ПЗП меньше допускаемого на колонну, но больше текущего пластового, проводят закачку смеси реагентов непосредственно в ПЗП, не поднимая глубинно-насосного оборудования 2, 3. По затрубному пространству через задвижку 5 при закрытой задвижке 6 проводят закачку смеси химреагентов в пласт при малых давлениях и скорости  в определенных пропорциях, например 3 - 4 оторочки, разделенных буферной жидкостью, как правило нефтью. Тогда интенсифицирующий агент занимает последовательно в виде оторочек зоны I и II в ПЗП и контактирует с ней. При пуске насосной установки в работу продукты реакции выносятся на поверхность.