CC BY
40
18 ЭКСПЛУАТАЦИЯ
2/Н (14) апрель 2011 г. ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ
ОЧИСТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ
СКВАЖИНЫ ТЕРМОХИМИЧЕСКИМ
СПОСОБОМ
CLEARING BOTTOM-HOLE ZONES BY THE THERMOCHEMICAL METHOD
Ю.А. БЕЛЯЕВ
YU.A. BELYAEV
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: KEYWORDS:
ст. н.с. «Научного центра нелинейной волновой механики и технологии РАН», канд. техн. наук.
SR «Scientific Center of Nonlinear Wave Mechanics and Technology» RAS, Ph.D.
УДК 622.276
Москва
belyaev-y@yandex.ru Moscow
Кольматация, пространственная сетка, ПЗП, скважины, герметизированные капсулы, перфорированный контейнер
Clogging, Spatial grid, bottom-hole zone, chink, pressurized capsules, punched container
Рассмотрены причины и условия кольматации ПЗП. Проведены успешные промысловые обработки 6-и скважин разработанным авторомтермохимическим способом.
The causes and conditions of clogging bottom-hole zones are concidered. 6 successful well treatment have been made with a help of a thermochemical method developed by the author.
В процессе эксплуатации добывающих скважин возникает кольматирование при-забойнй зоны пласта (ПЗП) за счёт привно-са частиц пластовым флюидом. Средний размер частиц загрязнителя (например, глинистых) не превышает 5 • 10-6 м. Жидкости, содержащие частицы такого размера, являются коллойдно-дисперсными системами (КДС), состоящими из дисперсной среды - жидкости - и дисперсной фазы -коллойдных частиц размером от 5 • 10-6 до 10-9 м. КДС седиментационно устойчивы т.е. разделение фаз в них не происходит. По мере приближения к ПЗП концентрация частиц увеличивается, при превышении граничной концентрации происходит коагуляция - слипание частиц, образующих пространственную сетку, пронизывающую жидкость. В этот процесс вносят свою долю засорение с привносимыми из пласта частицами парафинов и ас-фальтенов. Такая структурированная жидкость становится неньютоновской, т.е. обретает структурную вязкость, превышающую на несколько порядков исходную вязкость дисперсной среды. Между частицами начинают действовать силы Ван-дер-Ваальса. Прискважинная зона теряет при этом проницаемость. Все эти процессы протекают во времени. Таким образом, в основе происходящих процессов лежат причины физико - химического характера [1].
Для восстановления потенциальной проницаемости ПЗП необходимо произвести полное изотропное разрушение пространственной сетки, что позволит жидкости восстановить ньютоновские свойства, в том числе изначальную вязкость для данной КДС на определённое время. Если за это время скважину промыть, то избыток частиц дисперсной фазы будет удалён и проницаемость скважины будет частично восстановлена. В противном случае повышенная концентрация частиц вновь приведёт к образованию структурной сетки. Разрушить её можно разными путями, одним из которых - заставить неньютоновскую
жидкость двигаться сквозь пористую среду, в этом случае сетка будет разрушаться. Для создания таких условий необходимо приложить большой градиент давления, который можно создать при помощи сва-бов, пульсаторов давления, пороховых генераторов, аккумуляторов давления и пр.
По другому способу сетка должна быть разрушена до начала движения, при этом жидкость вновь станет ньютоновской. Для этого необходимо прогреть призабой-ную зону пласта. Известно, что с ростом температуры вязкость неньютоновских жидкостей падает в результате увеличения энергии колебательного движения частиц, слагающих структурную сетку, при этом отдельные связи разрушаются. Это приводит к ослаблению структуры и, как следствие, снижению вязкости. Однако, для разрушения структурной сетки необходимо ввести в область ПЗП не менее 30000 КДж на 1м рабочей мощности пласта. Это возможно в случае применения реагентов, обладающих высоким энергетическим потенциалом. Автором разработаны такого рода реагенты, которые обладают не только высоким энергетическим потенциалом, но и мощным химическим воздействием. Реагенты и технология их применения про-мышленно отработаны.
Работы по очистке и восстановлению работоспособности скважин, работающих на 4-й стадии эксплуатации проводили в Объединении ТАТнефть НГДУ Альме-тьевнефть. Отдельные скважины работали в периодическом режиме, т. е. накопительном, при котором откачку нефти из скважины производили 2 дня в неделю остальное время она накапливалась в области забоя скважины. «Оживление» таких скважин стандартными способами дорого и практически не возможно, поэтому был предложен термохимический способ обработки, который заключается в следующем. Перфорированный контейнер, выполненный из трубы НКТ, загружали термохимическими элементами типа герметизированные капсулы (ГК),
которые представляют собой твёрдый химический реагент герметично упакованный в алюминиевую фольгу. Контейнер соединяли с НКТ и опускали в зону перфорации. В скважину закачивали соляную кислоту до уровня заполнения верха контейнера, делали технологическую выдержку до разрушения кислотой герметичной алюминиевой оболочки элементов. При взаимодействии химического реагента с продукцией скважины протекает бурная термохимическая реакция с выделением большого количества тепла, газа и горячих жидких химических реагентов, которые задавливают в пласт на нужную глубину.
Жидкие горячие продукты прогревают пласт, что само по себе уменьшает влияние молекулярно-поверхностных свойств на границах раздела различных сред. Кроме того, поскольку в процессе реакции образуется щёлочь, она, реагируя с нафтеновыми кислотами, имеющимися в нефти, образует поверхностно-активные соединения, которые снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз, улучшают смачиваемость породы, увеличивают текучесть нефти, способствуют более полному её извлечению из нефтяной залежи. Кроме того, образующиеся в процессе реакции соединения, реагируют с отложившимися в порах и протоках пласта водо-нерастворимыми солями и переводят их в водо-раство-римые соединения. В результате этих реакций освобождаются и химически очищаются поры пласта, увеличивается его охват, что ведет к большей нефтеотдаче и увеличению дебита скважины. Твердая оболочка полностью растворяется, не загрязняя скважину [2].
После окончания технологического процесса поднимают лифтовые трубы с контейнером и готовят установку к работе. Время обработки составляет не более 6 часов. Расход реагентов составляет 2,5 - 3 кг/м рабочей зоны пласта. Работы по такой технологии проводились ►
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ 2/Н (14) апрель 2011 г.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ 19
в Татарии, Башкирии, Удмуртии и Краснодарском крае. Всего за 4 года было обработано более 100 скважин. При применении пакеров для отсечения обводнённых интервалов и отборе нефти преимущественно из обработанных прослоев удаётся существенно снизить обводнённость нефти [3]. В данном случае пакеры не применяли.
Рабочие элементы типа ГК применялись согласно ТУ 7026-01107622503
- 2001. Характеристики реагентов приведены в таблице 1.
На обработку одной скважины расходовали от 3,0 до 6,0 кг реагента. Результаты промышленной обработки шести скважин представлены в таблице 2.
По всем скважинам получен положительный эффект. Низкие показатели получены ввиду большой закольматированно-сти скважин и не достаточного количества реагентов взятых на обработку.
№ п/п Наименование параметра Значение
1 Диаметр, мм 50 - 60
2 Длина, мм 300 - 1000
3 Масса, кг 0,3 - 1,0
4 Диаметр осевого канала, мм 13,0
5 Тепловая мощность, КДж/кг 18,9
Таб. 1 Характеристики реагентов
Выводы.
1. Проанализированы условия процесса кольматирования призабойной зоны пласта.
2. Проведены промышленные обработки скважин термохимическим способом. ■
ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА:
1. Горбачёв Ю.И. «Акустическое воздействие и повышение рентабельности разработки нефтяных месторождений», - Каротажник, - № 60, - с. 56 - 66.
2. Беляев Ю. А., Закиров А.Ф., Никитин В.Н., Просвирин А.А. - « Интенсификационная технологияобработки призабойной зоны нагнетательной скважины»-Ж-л «Нефтяное хозяйство», - 2007 г.,-с. 68-69.
3. Просвирин А.А., Беляев Ю.А. «Интесифи-кационная технология обработки приза-бойной зоны скважины», Ж-л «Нефтяное хозяйство», 2004 г. с. 45-47.
№ скважины ^ ос п Дата обработки Г\А Л/1 ПП I- Дебит до обработки. т/сут о Дебит после обра-ки, т/сут о л Продолжительность Эффекта,сут лпл Дополнительно добыто нефти, т ^ ^ с л
135 Д 3071 01.04.99 г. 01.05.99 г. 3 4 8,1 4,5 431 235 1154 64
15716 13.03.99 г. 1,5 2,5 317 304
20181 01.03.99 г. 1,4 т/сут, периодич. режим, 2 дня/неделю 1,7 постоянный 428 86
15785 21.06.2000 г. 1,6 т/сут, периодич. режим, 2 дня/неделю 2 т/сут, постоянный режим 420 168
20125 30.06.2000 г. 2,1 т/сут, периодич. режим 2 дня/неделю 3,0 т/сут, постоянный режим 340 306
Таб. 2 Результаты промышленной обработки скважин
