ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ УДАРНО-ВОЛНОВОЙ ОБРАБОТКИ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ЖЕТЫБАЙ

Аннотация: Из всех методов, которые применяются для повышения нефтеотдачи пласта и увеличения приемистости скважин наиболее оптимальные результаты обеспечивают ГРП и УВО, поэтому в данной статье приведены результаты геолого-технических мероприятий по ГРП и УВО по скважинам месторождения Жетыбай, которые находились в одинаковых условиях, показано сравнение затрат, которые требуются на проведение этих работ.

Ключевые слова: Ключевы слова: ударно-волновая обработка (УВО), гидравлический разрыв пласта (ГРП), поддержания пластового давления (ППД), месторождения Западного Казахстана.

В настоящее время большинство месторождений Западного Казахстана находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется ухудшением параметров призабойной зоны из-за длительного срока эксплуатации скважин, что приводит к снижению нефтеотдачи продуктивных пластов. Это связано с изменением проницаемости коллекторов продуктивных горизонтов, выпадением в призабойной зоне парафинов, асфальтенов, солей и высокой обводненностью добывающих скважин.

Эксплуатация наиболее крупных месторождений ведется с применением системы поддержания пластового давления (ППД), где в качестве рабочего агента используются различные типы воды: попутная пластовая вода, отделяемая от нефти на ЦППН при процессах деэмульсации, альб-сеноманская вода, добываемая на месторождениях для технических целей, морская вода Каспийского моря, поступающая на месторождения по морским водоводам.

На многих месторождениях Западного Казахстана добываемая нефть характеризуется как высокопарафинистая, вязкая, содержащая смолы и асфальтены. При закачке воды для ППД наблюдается охлаждение продуктивных пластов. Наибольшему охлаждению подвержены призабойные зоны вблизи нагнетательных и добывающих скважин вследствие закачки воды с температурой ниже температуры пласта и наличия дроссельного эффекта при совместном притоке к скважине нефти и попутного нефтяного газа. При снижении пластовой температуры ниже температуры насыщения нефти парафином происходит его выпадение из нефтей, что осложняет процессы добычи и уменьшает нефтеотдачу пласта.

Лабораторные исследования показывают, что на месторождениях Мангистауской области в состав твердого осадка, выпадающего в призабойной зоне, входит до 50% парафинов, остальными компонентами являются смолы, асфальтены и неорганические соли. Все это приводит к кольматации призабойных зон скважин, снижению приемистости нагнетательных скважин, уменьшению дебитов добывающих скважин.

В связи с тем, что на многих месторождениях попутная пластовая вода, используемая для ППД, из-за несовершенства технологий подготовки воды полностью не очищается от механических примесей и пленочной нефти, то при ее закачке происходит дополнительное загрязнение призабойной зоны нагнетательных скважин. При этом на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), на подземном оборудовании скважин и в призабойной зоне оседают различные отложения, что приводит к необходимости проведения более частых операций по очистке и ремонту оборудования с привлечением дорогостоящих капитальных ремонтов скважин.

Основными причинами выпадения неорганических солей в осадок на подземном оборудовании и в призабойной зоне пласта являются следующие процессы: смешение несовместимых вод, изменение общей минерализации воды, растворение горных пород и неорганических газов, дегазация воды, изменение термобарических условий в пласте и НКТ в процессе эксплуатации скважин.

Результаты исследований, проведенных по изучению состава отложения на забоях нагнетательных скважин месторождения Жетыбай, показали, что они представляют собой черную массу, в составе которой находятся механические примеси до 22,6%, твердые углеводороды до 42,4% и эмульгированная вода, составляющая по объему 35%.

Для очистки призабойной зоны скважин, восстановления приемистости нагнетательных скважин, увеличения дебитов нефтяных скважин и повышения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях широко используются такие виды геолого-технических мероприятий (ГТМ), как гидроразрыв пласта (ГРП), солянокислотные обработки (СКО) и в последнее время стали применять многофункциональный метод ударно-волновой обработки (далее УВО).

Гидравлический разрыв пласта является эффективным методом интенсификации добычи углеводородов, применяемый на скважинах, снизивших дебит, или приемистость в процессе их эксплуатации. Но этот метод имеет ограничения при подборе скважин, так как при ГРП эффективная нефтенасыщенная толщина пласта должна быть более 5–6 м, а толщина литологических экранов, отделяющих продуктивные пласты от газовых или водонасыщенных коллекторов, должна быть не менее 3–5 м .

Как показывает анализ результатов ранее проведенных ГРП, около 30% операций имеют низкую технологическую эффективность, отрицательные результаты происходят из-за несоответствия подбора скважин, на которых проводилось ГРП. Основные причины связаны с низкой нефтенасыщенностью пласта, небольшими толщинами пласта, несоответствием между отборами и закачкой, низкой компенсацией отборов добываемой жидкости, неэффективностью системы ППД, пониженным пластовым давлением, нахождением скважин в области фронта нагнетания и т.д. Учитывая, что ГРП относится к наиболее дорогостоящим операциям, то низкая технологичная эффективность проведенных работ ведет к большим убыткам предприятия.

Из всех методов, которые применяются для повышения нефтеотдачи пласта и увеличения приемистости скважин наиболее оптимальные результаты обеспечивают ГРП и УВО, поэтому в данной статье приведены результаты геолого-технических мероприятий по ГРП и УВО по скважинам, которые находились в одинаковых условиях, показано сравнение затрат, которые требуются на проведение этих работ.

При проведении УВО по очистке призабойной зоны скважина-кандидат должна удовлетворять некоторым условиям:  наличие технической документации по скважине;  наличие материалов о проведенных геофизических исследованиях (РГД, ВЧТ, АКЦ, СГДТ);

Технологию УВО для очистки скважин, призабойной зоны и трубопроводов на месторождениях Казахстана начали применять относительно недавно, технологический процесс ведется с использованием запатентованного устройства «Скважинная задвижка с пневмоприводом» (Патент № 933) и следующими химическими реагентами, которые применяются при ударно-волновой обработке скважин:  растворитель АСПО для коллекторов с высоким содержанием смол, асфальтенов, парафинов;  растворители солеотложений типа реагента РС-8МПС, которые разработаны в двух модификациях: для карбонатных и терригенных коллекторов. При этом в отличие от соляной кислоты, которая применяется при СКО, при использовании ингибированного реагента РС-8МПС отсутствует проблема возможного выпадения кольматирующих осадков при контакте реагент/нефть;  неионогенные ПАВ.

Запатентованное устройство «Скважинная задвижка с пневмоприводом» отличается от аналогичных тем, что дополнительно содержит пневмораспределитель, соединенный последовательно с пневмоцилиндром через обратный клапан, а пневмоцилиндр имеет сальниковый узел для герметичного соединения с корпусом задвижки. В качестве шибера в устройстве использован дисковый, или плоскопараллельный, или клиновый шибер, который имеет расточку, выполненную под углом 45о. При работе данного устройства формируется волна разрежения, которая перемещается от устья к забою скважины и формирует в призабойной зоне импульс депрессии. Периодическое открывание и закрывание  вентиля слива приводят к регулярному прохождению волн давления и разряжения по полости НКТ. Эти волны, перемещаясь по полости скважины от устья забоя и обратно, создают удары, в том числе в призабойной зоне, что способствует отрыву адсорбционных отложений от стенок поровых каналов и образованию трещин. Оторванные фрагменты и кольмотанты выносятся из скважины в период излива. Амплитуда и длительность импульсов депрессии и репрессии зависят от частоты по времени открывания и закрывания задвижки.

Совместное воздействие импульсов, создаваемых спец.оборудованием, и подобранных для конкретных условий химических композиций, растворяющих неорганические соли и АСПО, в несколько раз увеличивает скорость удаления отложений при УВО.

Скорость ударной волны при ее прохождении по колонне трубы составляет величину около 1350-1550 м/сек, но НКТ, имея большую массу и высокую инерцию, за доли секунды не успевает деформироваться от давления и не разрушается, поэтому порывы и разрушения цементного камня в процессе ОПИ не отмечались. Периодичность гидроударов составляет 2-6 секунды, в зависимости от глубины скважины и давления, создаваемого при ударе. При отражении от зумпфа ударная волна передает часть энергии породе. Вибрация от удара передается по скелету пласта и вызывает перераспределение напряжений в его массиве, что способствует увеличению проницаемости.

Благодаря технологии УВО значительно уменьшаются затраты на ремонт скважин при отсутствии вредного воздействия на окружающую среду и обеспечивается высокая степень безопасности работ.

Схема расположения специальной техники на скважине при проведении УВО показана на рисунке 1.

Специалисты ТОО «Global Munay Service», применяя технологию многофункционального метода УВО, успешно обработали на различных месторождениях АО «Мангистаумунайгаз», АО «Озенмунайгаз», АО «Эмбамунайгаз» более 90 скважин на коллекторах, сложенных как терригенными, так и карбонатными породами.

В таблице 1 показаны результаты мероприятий, проведенных в 2014г. на месторождении Жетыбай с применением хим. композиции, по очистке призабойных зон нагнетательных скважин методом УВО. № п/п № скв. Период проведения работ по

Как следует из представленных данных средняя приемистость по 38-ми нагнетательным скважинам месторождения Жетыбай после проведения УВО с применением хим. композиции выросла с 7 м3/сут до 195 м3/сут, при этом давление закачки снизилось на 0,4–0,5 МПа.

Средние стоимости геолого-технических мероприятий, проводимых при КРС, ПРС, гидроразрыве пласта и методе ударно-волновой обработки, предоставленные экономистами АО «Мангистаумунайгаз» и АО «Озенмунайгаз», приведены в таблице 2.

Данные таблицы показывают, что денежные затраты при УВО в среднем в три-четыре и более раз меньше (в зависимости от характеристики скважины), чем при ГРП. Это объясняется тем, что для проведения ГРП обязательным является подготовка скважины к проведению мероприятия с привлечением бригады КРС, что само по себе является длительной, сложной и дорогостоящей процедурой, время проведения одного ГРП в среднем занимает не менее 15-20 дней.

Для Заказчика применение бригады КРС перед проведением вторичных ГРП является затратной и невыгодной процедурой, так как бригада КРС в это время могла быть привлечена к восстановлению аварийных скважин, находящихся в вынужденном простое или бездействии, что не учитывается при расчете затрат.

Важным аспектом является то, что посредством метода УВО восстанавливается приемистость скважин системы ППД, которые ранее подвергались ГРП и в последующем снизили приемистость из-за недостаточной очистки скважины от кольматантов.

При проведении вторичных геолого-технических мероприятий с применением более экономичного метода УВО Недропользователь может существенно уменьшить свои затраты для восстановления приемистости нагнетательных скважин без их остановки на капитальный ремонт и без применения спускоподъемных механизмов.

В связи с тем, что метод УВО не требует привлечения бригад КРС, то при его применении полностью исключается возникновение проблем, связанных с разливами нефти и образованием замазученных грунтов.

Сравнение результатов ГРП, которые были проведены сервисными организациями, и результатов УВО, проведенными специалистами ТОО «Global Munay Service» в более поздние годы на скважинах №381, 1295, 2577, 2599, 2632, 2776 месторождения Жетыбай, показаны в таблице 3.

Как следует из представленных данных, средняя приемистость нагнетательных скважин после ГРП возрастала с 15 до 78 м3/сут, а через 3 месяца снижалась до 38 м3/сут.

В последующие годы после проведения работ по УВО на этих нагнетательных скважин средняя приемистость возрастала с 20 до 158 м3/сут и через 3 месяца оставалась на уровне 159 м3/сут.

Эффективность УВО связана с тем, что при этом мероприятии применяются специально подобранные химические композиции, которые в колонне труб двигаются в импульсном режиме с большой скоростью. Перепад давления в импульсном режиме приводит к отрыву отложений, имеющихся на НКТ и в призабойной зоне скважины.

Таким образом, менее затратная технология УВО приводила к восстановлению приемистости нагнетательных скважин и их выводу на стабильный режим работы. Обработки УВО приводят к увеличению проницаемости прискважинной зоны пласта за счет удаления адсорбционных отложений, которые образовались в процессе эксплуатации скважин в поровых каналах прискважинной зоны пласта.

При УВО на скважинах после каждого гидроудара происходит излив скважинной жидкости с выносом частиц кольматантов и выкрошенных частиц пласта, после проведения УВО скважина дополнительно промывается и при этом исключается закупорка поровых каналов механическими примесями на забое скважин.

Весь цикл проведения мероприятий УВО в целом занимает всего 2-3 дня, продолжительность обработки скважины при УВО, не включая подготовительных операций, составляет от 10 до 24 часов. Стоимость работ при УВО в три-четыре раза  меньше, чем при ГРП.

Наибольшая эффективность УВО на скважинах может быть достигнута с учетом размещения скважин в ячейках и оценкой взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин.

Эффективность УВО связана также с экологичностью этого метода, при котором отсутствуют работы с привлечением бригад ПРС и КРС по спускоподъемным операциям колонны труб и отсутствием осложнений в виде разливов нефти и образованием замазученных грунтов, которые характеризуются при проведении капитальных и подземных ремонтов скважин.

Выводы: Учитывая результаты работ, проведенных ТОО «Global Munay Service» на месторождениях Западного Казахстана, рекомендуется в широких масштабах продолжить работы по проведению УВО для удаления неорганических солей и АСПО в призабойных зонах скважин.

Для более полной экономической оценки результатов внедрения УВО рекомендуется проводить подбор нагнетательных скважин с учетом реагирующих добывающих скважин, которые находятся в одной ячейке с нагнетательной скважиной. Это позволит оценить дополнительную добычу нефти за счет увеличения объемов закачки воды при ППД.

Эффективность УВО связана с тем, что не требуется дорогостоящий подход бригад подземного и капитального ремонта скважин, т.е. при проведении УВО отсутствуют спускоподъемные и подготовительные операции, как это происходит при ГРП и СКО. Весь цикл проведения мероприятий УВО в целом занимает всего 2-3 дня, что позволяет значительно снизить затраты на проведение мероприятий.