ПЕРФОРАЦИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ РАЗГЛИНИЗИРУЮЩЕГО РЕАГЕНТА РР
Первичное вскрытие пласта, а так же последующие работы, включающие в себя спуск колонны, её цементирование и вторичное вскрытие перфорацией, оказывает большое влияние на время освоения скважины и на её производительность при дальнейшей работе.
Освоение скважин, вскрытых с высокой репрессией на пласт, всегда вызывало большие проблемы и снижение уровня жидкости в скважине даже до уровня “сухо” не всегда позволяло получить приемлимые уровни дебита.
Аналогичные проблемы возникают и в добывающих скважинах после некоторого периода их работы, когда вследствие загрязнения приствольной зоны пласта, резко падает дебит. Как правило, эти проблемы обусловлены резким снижением проницаемости пласта в призабойной зоне скважины.
Существуют несколько механизмов снижения продуктивности скважины под влиянием твёрдой фазы и/или фильтрата бурового раствора.
1. Капиллярные явления – влияние относительных проницаемостей в результате изменений относительного содержания воды, нефти и/или газа в порах пласта; эффекты смачиваемости; блокирование пор водными фильтратами.
2. Набухание и диспергирование глин, входящих в состав породы коллектора, под действие фильтрата бурового раствора.
3. Проникновение из бурового раствора в пласт твёрдых частиц, закупоривающих поровое пространство.
4. Взаимное осаждение солей в фильтрате и пластовой воде.
5. Осыпание несцементированных песков.
Каждый из этих механизмов снижения продуктивности требует отдельного подхода и в рамках данной статьи не рассматривается, т.к. решение каждого из этих вопросов требует применения различных технологий.
Более подробно остановимся на рассмотрении п. 2 и 3. т.к. механизмы снижения проницаемости ПЗП в данном случае похожи и решения этих проблем идентичны.
В общем, проблема интенсификации добычи нефти лежит лишь в области увеличения проницаемости пласта и создания необходимой депрессии.
Естественная проницаемость пласта сохраняется лишь до его вскрытия в процессе бурения и зависит от физико-химического и гранулометрического состава минералов и пластового флюида. При идеальных условиях вскрытия пласта, т.е. сохранения естественной проницаемости, должно соблюдаться условие:
Рдеп.=>Ргс.-Рпл. (1)
где Рдеп. - депрессия на пласт, МПа;
Ргс. - гидростатическое давление, МПа;
Рпл. - пластовое давление, МПа.
Но в процессе вскрытия пласта в него поступает фильтрат промывочной жидкости. Его количество и глубина проникновения, при прочих равных условиях, определяется перепадом давления (репрессия) на пласт в процессе его вскрытия. Вели-чина репрессии, по промысловым данным, может достигать 15...20 МПа. При этом, фильтрат бурового раствора, проникая в пласт вызывает набухание глинистых частиц, а также удерживается в пористой среде капиллярными силами и вытесняться из поровых каналов может лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к забою скважины. При столь высоких репрессиях глубина зоны проникновения фильтрата может достигать до 10 и более метров.
Помимо фильтрата, твёрдая фаза также проникает в пласт, что приводит к его закупорке. Экспериментально установлено, что при проницаемости 0,38...0,6 мкм2 происходит наибольшая закупорка пор прискважинной зоны пласта и сильно затрудняет вымыв фильтрата и глинистых частиц из пласта в скважину при обратном потоке. Освободить пласт от загрязнения можно лишь при условии передачи на него большой депрессии, действие которой не должно быть кратковременным.
Тогда условие поступления флюида из пласта будет следующее:
Рдеп > Ргс +∆Рф - Рпл (2)
Рдеп - необходимая депрессия на пласт, МПа
Ргс - гидростатическое давление (жидкости, находящейся в скважине), МПа. ∆Рф - фильтрационный перепад давления, обусловленный степенью загрязнения призабойной зоны пласта и численно равный разнице между средним пластовым давлением на месторождении и замеренным на данной скважине, МПа
Рпл. - пластовое давление, замеренное на данной скважине, МПа.
Фильтрационный перепад давления ∆Рф, фактически показывает величину скин-эффекта, только выраженную не в отношении продуктивностей, а в виде разницы давлений – теоретически возможного и полученного на скважине.
Фильтрационный перепад давления ∆Рф можно уменьшить, изменив физико-химическое состояние порового пространства ПЗП, разрушив глинистые частицы и/или предотвратить их набухание, а также удалив рыхлосвязанную воду.
Большое значение в этом будет играть перфорационная жидкость. Её вид и состав должен соответствовать буровому раствору, на котором производилось вскрытие пласта. Если буровой раствор был на водной основе, то перфорационная жидкость также должна быть на водной основе и на оборот. В настоящее время в основном на месторождениях РФ первичное вскрытие пласта производится буровыми растворами на водной основе, следовательно, и перфорационные жидкости должны быть на водной основе т.к. в противном случае, в процессе перфорации, в поровом пространстве будут образовываться стойкие эмульсии, которые потребуют создания повышенной депрессии при вызове притока.
В специальной литературе вопросам специальных жидкостей для перфорации скважин уделено не так много внимания, но везде отмечается, что они должны иметь очень низкий показатель фильтрации. Это может быть справедливо только при совершенном вскрытии пласта, но в промысловых условиях такое не возможно. В большинстве случаев, освоение скважин занимает достаточно длительное время, особенно при низких пластовых давлениях. Поэтому, для снижения времени освоения, имеет смысл совместить перфорацию с обработкой ПЗП. Так как, как правило, ПЗП скважины загрязнена глинистыми частицами и фильтратом бурового раствора.
Теоретическое обоснование применения разглинизирующего состава при перфорации скважин
Возможны два основных механизма адсорбции воды на глинистых частицах: адсорбция мономолекулярных слоёв воды на плоские поверхности кристаллических решёток частиц и осмотическое набухание, происходящее вследствие высокой концентрации ионов, удерживаемых электростатическими силами вблизи поверхности глинистых частиц.
В тех случаях, когда глинистые отложения, под действием вышележащих слоёв осадочных пород уплотняются, адсорбированная глинистыми минералами вода выжимается вместе с поровой водой. Количество остающейся воды зависит от глубины погружения, типа и объёмной доли глинистых минералов, присутствия обменных катионов и некоторых других факторов. При вскрытии глинистых отложений и обезвоженная глина начинает адсорбировать воду. Если развивающееся при этом давление набухания вызывает увеличение растягивающего напряжения до уровня, превышающего предел текучести, то ствол скважины дестабилизируется. Эта дестабилизация проявляется в виде пластичного течения породы, состоящей преимущественно из натриевого монтмориллонита.
Несколько иной механизм действия, но вызывающий аналогичные явления, может происходить при осмотическом набухании глин. Сущность его заключается в следующем. Вследствие поверхностной диссоциации глинистых частиц, а также растворения солей, находящихся в породе, между поровой водой, а также водой, взаимодействующей с глиной, возникают градиенты концентраций, которые вводят в процесс гидратации осмотические силы. Осмотическое набухание происходит в результате того, что концентрация катионов между слоями глин больше их концентрации в основной массе водного раствора. Поэтому вода втягивается в межслоевое пространство, в результате чего расстояние между слоями увеличивается и появляется возможность образования диффузионных частей двойных электрических слоёв.
Исходя из вышеизложенного, существуют три варианта воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения её проницаемости.
1. Растворение глинистых частиц. Для этого используют различные варианты кислотных и глинокислотных обработок, направленных на растворение глинистых частиц, однако данные составы воздействуют не только на саму глинистую частицу, а и на силикатные цементы.
2. Изменение обменного комплекса. Данные технологии предназначены для предотвращения пептизации и диспергации глинистых частиц, находящихся в пласте. Для этого используют водные растворы электролитов содержащих ионы К+, NН4⁺ которые предотвращают набухание глин. Концентрация электролитов в таком растворе должна превышать концентрацию электролитов, содержащихся в пластовой воде. Наиболее оптимально использовать данные составы для промывки скважин.
3. Нашей компанией разработан новый состав разглинизирующий реагент РР, который приводит к разрушению глинистых частиц. В технологии разглинизации используется водный раствор аммонийсодержащего вещества в концентрации 10-40% и катализатор, для усиления действия состава можно добавлять соляную кислоту в концентрации 1-3%. При этом рН раствора смещается от кислого, до нейтрального (7). Механизм реакции заключался в следующем. Образующиеся при диссоциации аммоний содержащего вещества ионы аммония воздействуют на Аl 3+ находящийся в центре кристаллической решётки глинистой частицы, при этом в ней происходит ослабление структурных связей. Ионы водорода, образующиеся при диссоциации соляной кислоты, окончательно разрушают структуру глинистого образования. Образующиеся в процессе реакции газы также способствуют разрушению и диспергации частиц, после чего последние неспособны к пептизации и уплотнению и легко выносятся из порового пространства. Помимо этого, ионы аммония NН4⁺, которые образуются в процессе диссоциации реагентов, при выравнивании концентраций растворов в поровом пространстве предотвращают набухание глин, находящихся в удалении от ПЗП.
Водный раствор разглинизирующего реагента РР, в отличие от остальных кислотных составов не приводит к коррозии металлов и не воздействует на сплавы алюминия, что позволяет использовать его при проведении перфорационных работ. К достоинствам этого состава можно отнести также то, что его можно использовать без применения соляной кислоты, несколько увеличив концентрацию.
Технология применения разглинизирующего состава РР при проведении перфорационных работ.
1. Установить подъёмник, доспустить НКТ и промыть скважину.
2. Приготовить разглинизирующий состав РР из расчёта 2м3 на 1м предполагаемой мощности перфорации + объём зумфа. Количество состава составляет 100…120кг на 1м3 раствора, соляной кислоты 24% - 20…50л. на 1м3 раствора, остальное вода.
3. Закачать состав в зону перфорации в количестве, чтобы уровень раствора в за-трубном пространстве был равен уровню раствора в трубах, продавку производить водой с плотностью меньше, чем плотность раствора. Если по технологическим причинам плотность воды больше чем плотность раствора, то использовать вязкий буфер (эмульсию или полимер) в количестве 0,5…1,0м3.
4. Поднять НКТ и устье скважины оборудовать фонтанной арматурой.
5. Произвести перфорацию.
6. По окончании перфорации продавить разглинизирующий раствор в пласт в объёме раствора минус объём зумфа.
7. Оставить скважину на реагирование сроком на 10 часов после чего спустить НКТ и осваивать скважину традиционными методами.
Директор по науке Евстифеев С.В.