Как известно, широко используемые кумулятивные перфораторы из-за создания высоких ударных нагрузок и температуры (до 300 0С) не только кольматируют коллектор, но и разрушают крепь скважины, что приводит к преждевременному обводнению продукции.
Причём, большая продолжительность перфорации и небольшой диаметр перфорационных отверстий снижают эффективность перфорации в режиме депрессии.
Использование сверлящих аппаратов для вторичного вскрытия в режиме депрессии осложнено отсутствием в скважине колонны НКТ на случай фонтанирования и большой продолжительностью процесса и т.п.
4.2 Физико-химические методы повышения производительности скважин
К этим методам, которые сейчас применяются на Зай-Каратайской площади относятся: КПАС, ГИОС, АХВ.
КПАС - кислотный поверхностно – активный состав.
Технология воздействия КПАС на ПЗП и продуктивный пласт осуществляется путём циклической закачки кислотных составов в нагнетательные и добываюшие скважины.
Обработка КПАС нагнетательных скважин включает в себя проведение следующих технологических операций:
- замер параметров работы скважин;
- приготовление и закачка объёма цикла КПАС;
- приготовление и закачка 1% водного раствора РДН-1 в объёме, равному объёму НКТ.
Обработка КПАС добывающих скважин включает в себя проведение следующих технологических операций:
- замер принимающей способности ПЗП скважины на 1% водном растворе РДН-1 в одном режиме;
- приготовление и закачка объёма цикла КПАС;
- приготовление и закачка 1% водного раствора РДН-1 в объёме, равном объёму НКТ;
- замер принимающей способности ПЗП скважин на 1% водном растворе РДН-1 в одном режиме.
После достижения запланированного объёма закачки, состав продавливают в пласт 1% водным раствором РДН-1 в объёме 10-15 м3 выдерживают состав на реагирование в течение 6-8 часов, демонтируют нагнетательную линию, проводят ПЗР и представляют выполненный объём работ «Заказчику».
Реагент РДН-1 - представляет собой композицию ПАВ (смесь производного алкилированного полиоксиглкилфенола, гидрофильно-липофильный баланс молекул, которая обеспечивает его хорошую растворимость как в воде так и углеводородной фазах), концентрата природных полярных поверхностно-активных компонентов нефти и растворителя асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО) на основе тяжёлого ароматического углеводорода или смеси тяжёлых галопроизводных углеводородов.
ГИОС – газоимпульсная обработка скважин.
Технология предназначена для восстановления, последующего сохранения и повышение потенциального дебита действующего фонда добывающих скважин, реанимации простаивающего фонда скважин, повышения приёмистости нагнетательных скважин и является одним из физ.-мех. Методов интенсификации и регулирования процесса разработки нефтяного месторождения.
Сущность способа высокоэнергетической газоимпульсной селективной обработки ПЗП заключается в создании в определённых локальных участках зоны перфорации скважин уровня давления, превышающего уровень горного давления, путём доставки в зону обработки погружного газогенератора с запасом рабочего агента высокого давления и импульсной его подачи в обрабатываемый интервал.
Технология газоимпульсной обработки ПЗП предназначена для использования на нефтяных месторождениях, находящихся на средней и поздней стадиях разработки. Она может осуществляться как на добывающих, так и на нагнетательных скважинах.
Применение акустико-химического воздействия.
Механизм очистки призабойной зоны пласта и восстановление её проницаемости основан на комплексном воздействии ряда физических и химических факторов – термо-акустических полей в ультразвуковом диапазоне, органоминеральных загрязнений специальным составом и гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта (в добывающей скважине) или гидрофилизации призабойной зоны пласта (в нагнетательной скважине), усиленном за счёт гидродинамического режима обработки.
Максимальный эффект достигается в скважине с низкой продуктивностью и высокой неоднородностью проницаемости по толщине пласта. Технология основана на применение генератора ультразвуковых колебаний с магнитно-стрикционным преобразователем. Ультразвуковые колебания от преобразователя передаются по электрокабелю на забойный излучатель, установленный в интервал обработки призабойной зоны пласта. Ультразвуковой излучатель работает в диапазоне частот от 18 до 20 кГц., с интенсивностью до 1 кВт/м2.
Предварительно интервал обработки заполняют специальным обрабатывающим составом. В нефтяной скважине применяются обрабатывающие составы на углеводородной основе – растворы катионактивных ПАВ, анионактивных маслорастворимых ПАВ или их смеси. В нагнетательной скважине применяются водные растворы неионогенных
ПАВ, водорастворимых анионактивных ПАВ или их смеси.
Режимы, мощность и темпы акустической обработки призабойной зоны определяются импульсными энергетическими показателями, типом и конструкцией преобразователей и излучателей.
В акустическом поле с высокой интенсивностью (свыше 0,1 кВт/м2) более 50 % его энергии в пределах зоны интервала обработки трансформируется в тепло. Поэтому призабойная зона пласта облучается совместно тепловыми и акустическими полями (термоакустическое воздействие). Влияние акустического поля на обрабатываемый состав (на жидкие и твёрдые загрязнения в призабойной зоне) заключаются в возникновении в нём знакопеременных (сжатие-растяжение) быстропротекающих во времени высоких градиентов давления, величина которого достаточна для разрушения кольматирующих структур и пристенных аномальных слоёв пластовых жидкостей в поровых каналах.
При выполнении технологического комплексного воздействия не возникает технологии нарушения цементного камня и разрушения окружающего пласта, т.е. воздействие является бездефективным, поскольку знакопеременные градиенты давления создают в масштабе, соизмеримом с размерами пор.
Для осуществления процесса необходимы следующие технические средства:
а) насосный агрегат типа ЦА-320
б) желобная ёмкость на 10-15 м3
в) автоцистерна для подвоза нефти
г) устьевой лубрикатор и сальник для геофизического кабеля
д) комплект геофизического и ультразвукового оборудования (типоразмер излучателя определяется конкретными технологическими и геологическими условиями) проведения работ.
Для обработки одной добывающей скважины необходимы материалы:
а) нефть товарная в объёме ствола скважины
б) углеродный состав на основе светлой дистиллированной (ШФЛУ от 5 до 30 м3)
в) катиноактивный ПАВ – от 6 до 8 кг («Тюмень» АФ9-6, эмультал)
Приготовление растворов ПАВ осуществляется на скважине путём введения ПАВ в циркулярный поток жидкости и перемешивания раствора в течении 10-15 мин. После включения генератора в работу излучатель ультразвука перемещается вверх по всей нефтенасыщенной толщине пласта. Продолжительность ультразвуковой обработки каждого метра перфорированной толщины 20-30 мин. Непосредственные работы по ультразвуковой обработке призабойной зоны в определённом режиме производит специально обученная геофизическая партия с необходимой аппаратурой.
4.3 Механические методы повышения производительности скважин
Механическим методом, применяемым на Зай-Каратайской площади, является в основном ГРП.
Гидравлический разрыв пласта -ГРП- это технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин.
Гидравлический разрыв пласта применяется:
а) для увеличения продуктивности нефтяных скважин;
б) для увеличения приёмистости нагнетательных скважин;
в) для регулирования потоков или приёмистости по продуктивной мощности скважины;
г) для создания водоизоляционных экранов в обводнённых скважинах.
В практике разрыва пласта различают 3 основных вида процесса:
а) однократный разрыв пласта; б) многократный; в) направленный.
Технология однократного разрыва пласта предлагает создание одной трещины в продуктивном разрезе пласта.
Технология схемы разрыва обеспечивают образование нескольких трещин по всей вскрытой продуктивной мощности пласта.
При направленном гидроразрыве, в отличии от первых двух, места образования трещин регулируется по продуктивному разрезу скважины.
Для гидроразрыва пласта рекомендуются следующие категории скважин:
1.скважины, давление при опробовании слабый приток нефти.
2. скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора.
3.скважины имеющие заниженный дебит.
4.скважины с загрязнённой призабойной зоной.
5.скважины с высоким газовым фактором.
6.нагнетательные скважины с низкой проницаемостью.
7.нагнетательные скважины с неравномерной приёмистостью по продуктивному разрезу.
Разрыв пласта не рекомендуется проводить:
1. В нефтяных скважинах, расположенных в близи контура нефтеносности.
2. В скважинах технически неисправленных.
Максимальный эффект от ГРП обеспечивается:
1. наибольшей шириной создаваемых в пласте трещин.
2. Распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины.
3. Создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.
Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из
следующих последовательно проводимых операций:
1. установка пакера с целью герметизации затрубного пространства и закачка в пласт жидкости разрыва для образования и расширения трещин.
2. Закачка жидкости- носителя с песком, предназначенным для закрепления трещин или сохранения их раскрытого состояния.