3091-1 (Новый подход к методам химической очистки призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым стволом)

Новый подход к методам химической очистки призабойной зоны ствола скважины при заканчивании открытым стволом

Виктор Крылов, д.т.н., Вячеслав Крецул, к.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

В скважинах, где традиционные методы их заканчивания непригодны по геолого-техническим и экономическим соображениям, в последние годы все больше используются современные системы заканчивания скважин открытым стволом. Проведенный авторами анализ применимости таких систем имеет не только теоретическое, но и чисто практическое значение.

В условиях, когда целесообразность применения традиционных методов заканчивания скважин по геолого-техническим и/или экономическим соображениям низка, важно достичь чистоты призабойной зоны ствола скважины (ПЗС). Это обусловлено тем, что в открытом стволе углеводороды просачиваются в скважину непосредственно через стенки скважины, в отличие от традиционных методов, когда перфорационные каналы или трещины, образованные гидроразрывом, позволяют сообщить ствол скважины с незагрязненным пластом.

При освоении скважины без химической очистки ПЗС достигаются удовлетворительные результаты, определенные, как правило, только по начальному этапу испытаний. В то же время для некоторых методов заканчивания (без спуска обсадной колонны, со спуском перфорированного или только сетчатого фильтра) длительность таких результатов с учетом времени работы скважины и/или управления разработкой залежи в целом остается труднопредсказуемой. В дополнение к простому ухудшению добычи нефти/газа неравномерная очистка ПЗС от фильтрационной корки (особенно в протяженных участках открытого ствола и системах заканчивания гравийной набивкой) способна привести к снижению эффективности нагнетания, неравномерному дренажу коллектора, снижению эффективности обработок пласта и/или преждевременному прорыву воды или газа.

Очистка ПЗС

Достижение равномерной и полной очистки ствола скважины от фильтрационной корки вдоль всего участка открытого ствола является необходимым и приводит к высоким результатам добычи, особенно в протяженных горизонтальных стволах (рис. 1). Основными сдерживающими факторами широкого применения технологий очистки ПЗС на месторождениях России являются: различия характеристик фильтрационных корок, образованных разными жидкостями первичного вскрытия; использование быстрореагирующих брекеров (разрушителей, растворителей); трудности вытеснения/замещения (вследствие ограничений для оборудования и инструментов заканчивания) и технические сложности успешного выполнения операции. Во многих случаях невозможность достижения требуемой очистки ПЗС при освоении скважины в дальнейшем ведет к необходимости применения дорогостоящих повторных операциий и КРС, экстенсивных химических и механических способов очистки ПЗС. Несмотря на то, что некоторые современные системы жидкостей и техника замещения позволяют улучшить очистку ствола, зачастую их эффективность зависит от специфических пластовых условий, минералогических и петрофизических свойств коллектора, конфигурации ствола скважины и характеристик жидкости для вскрытия продуктивного пласта.

Проектирование освоения скважины дожно включать полное удаление фильтрационной корки со стенок ствола скважины (рис. 1, фото 1). Поскольку многие способы заканчивания открытым стволом толерантны к высокому уровню загрязнения пласта фильтрационной коркой, удаление корки может и не являться необходимостью. В таких условиях комплексная реализация проектов (и в первую очередь системный анализ специалистов по заканчиванию скважин и разработке месторождений) может помочь в принятии соответствующего решения, где применять или не применять специальные операции по удалению фильтрационной корки, а также как наилучшим образом оптимизировать использование технологий по очистке ПЗС.

Такие инженерные решения должны учитывать множество факторов, наиболее важными из которых являются:

состав и условия работы и образования промывочных жидкостей и фильтрационных корок;

характеристики и реакционная способность пород продуктивных пластов и их насыщающих жидкостей;

способ заканчивания и характеристики оборудования;

чувствительность оборудования к реагентам и методам очистки ПЗС;

оборудование, методы и методики, которые доступны.

Определение необходимости удаления фильтрационной корки

Фильтрационные корки, образованные специальными промывочными жидкостями для вскрытия продуктивных пластов, обычно являются тонким и практически непроницаемым барьером между НКТ и продуктивным пластом. Таким образом, это ограничивает эффективность добычи нефти (нагнетания воды) из скважины.

Знание необходимых параметров освоения скважины в соответствии с оборудованием заканчивания является важным этапом в разработке технологии очистки ПЗС. Разные методы заканчивания обычно имеют различные диапазоны потенциальных значений скин-фактора. Высокие значения скин-фактора недопустимы, однако не все они могут быть отнесены к фильтрационной корке.

Потенциальное негативное влияние жидкостей для вскрытия пластов и фильтрационных корок обусловливает:

снижение проницаемости коллектора и, соответственно, снижение дебита скважины;

некачественную гравийную набивку;

закупорку перфорированного или сетчатого фильтра;

повышенные (локальные) скорости освоения (риск эрозии оборудования по заканчиванию);

повышенную депрессию при освоении/добыче;

увеличение риска прорыва воды или газа.

На скважинах, где проектирование заканчивания, симуляция освоения или данные по предыдущим скважинам показывают ухудшение состояния призабойной зоны пласта за счет фильтрационной корки, очистка ПЗС способна значительно улучшить производительность скважины.

Репрессия промывочной жидкости является причиной формирования фильтрационной корки и зоны кольматации, через которые происходит отфильтровывание жидкой фазы промывочной жидкости. Величина репрессии влияет на степень деформации пород в ПЗП и на изменение величины естественного раскрытия трещин. При репрессии возможно задавливание промывочной жидкости в естественные или принудительно (искусственно) раскрытые трещины. Негативные последствия репрессии промывочной жидкости усугубляются при значительных колебаниях гидродинамического давления в стволе скважины. Интенсивность колебаний давления возрастает с увеличением глубины скважины и протяженности горизонтального участка ствола, скорости спуска или подъема бурильной колонны, реологических и структурно-механических свойств промывочной жидкости, а также с уменьшением зазора между стенкой скважины и бурильной колонной.

Длительность вскрытия продуктивного пласта оказывает негативное влияние в основном на глубину проникновения фильтрата промывочной жидкости, т.е. определяет размер зоны возможного поражения пласта. Отрицательное воздействие проникшего в продуктивный пласт фильтрата проявляется следующим образом:

образование водонефтяных эмульсий, которые существенно снижают проницаемость ПЗП;

набухание глинистых частиц, содержащихся в породах, слагающих коллектор, в результате чего снижается проницаемость ПЗП;

удерживание фильтрата в пористой среде капиллярными силами и вытеснение его из поровых каналов возможно лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение нефти к стволу скважины. Данное явление особенно характерно для низкопроницаемых коллекторов;

при взаимодействии фильтрата промывочной жидкости с пластовыми флюидами могут образовываться нерастворимые осадки в поровом пространстве коллектора.

В зависимости от физико-химической природы пористой среды, содержания ПАВ в фильтрате и нефти, наличия или отсутствия набухающих глинистых минералов, характера репрессии на пласт и других причин ухудшение проницаемости ПЗП может быть обусловлено влиянием всех выше перечисленных факторов одновременно или некоторых из них.

В случае, когда продуктивный пласт характеризуется значительной глинистостью и неоднородностью свойств, требуется особый подход к его вскрытию. Проникновение фильтрата промывочной жидкости в ПЗП вызывает набухание глинистых минералов и вследствие диспергирования и перемещения глинистой фазы потоком жидкости ведет к снижению диаметра поровых каналов, или к полному их смыканию. Для предотвращения набухания глинистых пород в практике ведения буровых работ на месторождениях Западной Сибири нашли применение ингибированные минеральными солями (хлористый калий, известь, хлористый кальций и др.) или специальными реагентами (Kla-Cure, Kla-Gard, Hibtrol и др.) промывочные жидкости. Для каждого конкретного горизонта можно выделить ряд ограничивающих факторов, которые, в сочетании с доступностью материалов, оборудования и желаемых результатов, могут существенно сузить «круг поиска» при выборе оптимальной рецептуры и технологии вскрытия продуктивного пласта. Например, при наличии минерализованной пластовой или остаточной воды сульфатного или карбонатного типа использование солей кальция должно быть исключено.

Особого подхода требует выбор реагентов, применяемых для стабилизации свойств промывочной жидкости и оценки их влияния на характеристики фильтрата. Согласно результатам многочисленных исследований водные растворы многих реагентов, применяемых буровыми подрядчиками для обработки промывочных жидкостей, снижают проницаемость пород, слагающих продуктивные пласты в большей степени, чем техническая вода. При этом механизм снижения проницаемости различается. Например, обработка промывочной жидкости такими реагентами, как жидкое стекло, акрилаты, КССБ, может привести к образованию студнеобразных или нерастворимых осадков при взаимодействии фильтрата с пластовым флюидом. С другой стороны, несбалансированные концентрации реагентов-диспергаторов, таких как едкий натр, УЩР, карбонат натрия, способны увеличить набухаемость глинистых минералов, присутствующих в продуктивном пласте.

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.