Новый подход к методам химической очистки призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым стволом (стр. 2 из 4)

Содержащиеся в нефти асфальтосмолистые вещества, являющиеся эмульгаторами, способствуют образованию «бронирующих» эмульсий, которые закупоривают поровые каналы коллектора и препятствуют продвижению нефти к стволу скважины. Величину капиллярного давления и, следовательно, эффект Жамена можно уменьшить в случае применения ПАВ с целью снижения поверхностного натяжения на границе раздела сред фильтрат—углеводородная среда, увеличения эффективного радиуса поровых каналов за счет сокращения толщины адсорбционных оболочек и пленок на поверхности породы.

На месторождениях Западной Сибири при обработке промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов некоторые буровые подрядчики применяют неионогенные (ОП-7, ОП-10), анионные (сульфонол) и катионные ПАВ (катапин). Наибольшее распространение нашли неионогенные ПАВ. Такие реагенты мало адсорбируются на поверхности горных пород и при этом значительно снижают поверхностное натяжение на границе водный фильтрат—нефть при малой концентрации, в результате эффект может быть достигнут при небольшом количестве ПАВ. Многие неионогенные ПАВ полностью растворимы и сохраняют высокую поверхностную активность как в пресной, так и в пластовой жидкости, при этом они являются высокоэффективными деэмульгаторами.

Однако применение ПАВ-деэмульгаторов не всегда приводит к ожидаемым результатам. Так, например, анионактивный сульфонол при контакте с пластовой водой может утратить поверхностную активность и привести к образованию хлопьевидного осадка, который закупоривает поровые каналы и снижает проницаемость ПЗС. Это свидетельствует о том, что большинство рекомендаций по применению ПАВ носит эмпирический характер и не базируются на глубоких комплексных исследованиях.

Особенности горизонтальных скважин

Аналитические исследования лабораторных и промысловых данных показывают, что основной причиной снижения продуктивности многих нефтяных и газовых пластов является их загрязнение в процессе вскрытия. В то же время использование результатов исследований влияния качества вскрытия продуктивных пластов вертикальными скважинами не всегда применимо для анализа горизонтальных скважин, т.к. не учитывает существенных различий в формировании околоскважинных зон:

геологическая неоднородность по простиранию пласта существенно влияет на формирование околоскважинных зон горизонтальных скважин;

в отличие от вертикальных скважин воздействие циркуляционных агентов на продуктивный пласт, вскрытый горизонтальным стволом, осуществляется в течение значительно более длительного периода;

ствол горизонтальной скважины испытывает более сложные и интенсивные деформационные процессы по сравнению со стволом вертикальной скважины;

технология бурения и заканчивания горизонтальных скважин обусловливает специфику околоскважинных зон.

При формировании призабойной зоны горизонтальных скважин характерной особенностью является влияние ограниченной толщины пласта и проявление гравитационных эффектов. Отличительной особенностью ПЗП горизонтальных скважин являются малые градиенты давления, и значительную роль приобретают процессы, связанные с проникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт в результате их длительного контакта.

Гравитационные силы оказывают влияние на скорость движения фильтрата промывочной жидкости в вертикальном направлении. Под действием гравитации усиливаются дополнительные поступления фильтрата к подошве пласта, увеличивая водонасыщения (в случае вскрытия продуктивного пласта жидкостью на водной основе) вблизи нее. Это приводит к вертикальной неравномерности зоны проникновения и появлению характерных языков обводнения, которые появляются в зоне подошвы пласта для нефтей повышенной вязкости. При этом языки обводнения практически не возникают в пластах с маловязкой нефтью и газом. Сложный неравномерный характер распределения фильтрата в околоскважинной зоне вызывает соответствующие изменения абсолютных и фазовых проницаемостей и отражается на продуктивности горизонтальных скважин.

Определение необходимых реагентов для очистки ПЗС

Какую систему выбрать для очистки ствола от фильтрационной корки, зависит от забойных условий и условий образования корки. С точки зрения повышения производительности скважин оптимальная промывочная жидкость для вскрытия продуктивного пласта должна содержать только такие компоненты, которые легко растворяются и диспергируются при освоении скважины. Тем не менее необходимо учитывать, что фильтрационная корка ведет себя иначе, чем жидкость для вскрытия пластов, и может не растворяться и не диспергироваться.

Варианты химической очистки ПЗС могут отличаться в зависимости от способа заканчивания, характеристик пласта и типа промывочной жидкости. Растворы брекеров (жидкости химической обработки) реагируют не только с фильтрационной коркой, но также с породой коллектора и его насыщающими флюидами, оборудованием в стволе скважины. В то же время эти «дополнительные» реакции способны привести к снижению качества вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважины в целом. Таким образом, все эти факторы необходимо учитывать при проектировании и оптимизации программы очистки ПЗС.

Существует 4 основных метода очистки ПЗС:

освоение (очистка) без химической обработки;

обработка с целью удаления полимерных составляющих фильтрационной корки;

очистка ПЗС путем растворения сводообразующего материала (частицы мела, соли) фильтрационной корки;

обработка для удаления как полимерных составляющих, так и твердых частиц.

Обычно химическая обработка используется для удаления фильтрационной корки, когда компоновка оборудования заканчивания уже находится в стволе скважины. Поэтому оборудование должно обеспечивать контакт растворов очистки с фильтрационной коркой. Это может быть специальное промывочное устройство (труба), гибкая или обычная НКТ, осуществляющая изоляцию остального оборудования с помощью промывочных манжет, которые позволяют разместить жидкость очистки в необходимом месте.

Целью обработки является разрушение фильтрационной корки и предотвращение закупорки оборудования заканчивания остатками реакций жидкости очистки. Химические реагенты могут реагировать с полимерами, которые связывают твердые частицы, чтобы разрушить и полимеры и структуру, образованную твердой фазой корки.

Частицы бурового шлама, входящие в структуру корки, способны снизить эффективность действия растворов специальных реагентов. Эффективность обработки часто определяется временем (временем реакции), необходимым для прорыва корки и потерями жидкости. Быстрый прорыв корки может являться неэффективным и даже опасным, т.к. раствор брекеров может быстро просачиваться сквозь высокопроницаемые зоны, не разрушая фильтрационную корку по всей поверхности ствола в продуктивном пласте (рис. 1, фото 2). Раствор брекеров с долгим временем реакции может способствовать достижению последующих высоких дебитов скважины за счет равномерной обработки во всем интервале, в т.ч. и на участках с различной проницаемостью (фото 3).

Химические брекеры (разрушители, растворители) могут быть разделены на 4 основные группы:

кислоты;

оксиданты;

энзимы;

хелаты.

Выбор соответствующего брекера будет зависеть от типа фильтрационной корки, которую необходимо удалить, компонентов корки, на которые предполагается воздействовать, состава жидкости заканчивания, забойной температуры и способа заканчивания. Поэтому треуется проведение лабораторных исследований с целью определения эффективности брекеров. Такие исследования должны включать совместимость раствора брекера как с жидкостью заканчивания, так и оценку возможных реакций с промывочной жидкостью, пластовым флюидом и породами (минералами) продуктивного пласта.

Поскольку фильтрационная корка образуется в процессе фильтрации промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов, то необходим критический анализ компонентов, входящих в состав этой жидкости. Критическими компонентами являются:

1. Сводообразующие материалы (твердая фаза):

карбонат кальция (Safe-Carb) — растворители: кислоты, чиланты;

фракционированные частицы соли (Flo-Wate) — растворители: пресная вода, ненасыщенные растворы солей.

2. Загустители-структурообразователи (полимеры):

ксантовая смола (XC-биополимер, Duovis, Flo-Vis Plus) — растворители: окислители;

склероглюканы (Biovis) — растворители: окислители.

3. Реагенты для снижения фильтрации (полимеры):

модифицированный крахмал (Flo-Trol, Dual-Flo и др.) — растворители: кислоты, окислители, энзимы.

4. Буровой шлам:

песок: обычно не представляет проблемы, поскольку он нерастворим;

глинистые частицы: трудноудалимы. Лучше всего поддерживать их минимальную концентрацию в промывочной жидкости с помощью оборудования по удалению твердой фазы или разбавлением. Глинистые частицы могут быть растворены специальными «глинокислотными» системами, однако такие обработки, как правило, способны привести к повреждению оборудования заканчивания. Обработки растворами ПАВ могут улучшить удаление глинистой фазы, однако в некоторых типах оборудования заканчивания это способно привести к его закупорке.

Обработка ПЗС растворами кислот

Кислоты традиционно используются для очистки после полимерных буровых растворов на водной основе. Растворы кислот действуют и на биополимеры, входящие в состав фильтрационной корки и на карбонат кальция. Они разрушают полимеры путем гидролиза. Обработка ПЗС растворами кислот требует проведения анализа начала действия кислот, т.к. часто кислоты прорывают фильтрационную корку «языками», идя по пути наименьшего сопротивления (рис. 1, фото 4).