Текст книги "Организация эксплуатации и ремонта установок электроцентробежных насосов в нефтедобывающей отрасли. Том 1. Эксплуатация"

3. Рассмотренный механизм образования нефти и газа из исходного вещества глубинной природы и аккумуляции ее в залежи снимает две проблемы, с которыми сталкивается органическая модель: латеральная миграция нефти и ее возраст.

Отпадает необходимость обоснования путей и способов ее миграции, поскольку области генерации и зоны аккумуляции латерально не разделены сотнями километров друг от друга. Природная нефть – это молодая сложная термодинамическая система, которая состоит из 1000 веществ, включая до 500 углеводородов. Возраст залежи нефти меньше возраста современной геологической структуры региона, ибо только она контролирует аккумуляцию нефти в залежи.

Поэтому нефть вендского, девонского, каменноугольного и иного древнего возраста невозможна как геологический и физический феномен. Скопления нефти и углеводородного газа есть в отложениях любого возраста.

Рис. 1.2. Современная буровая установка для кустового бурения

Нефти всех месторождений мира имеют молодой возраст, и процесс образования нефти – это процесс современной геологической эпохи, что можно показать на математической модели нефте– или газоносной территории.

Глава 2. основы технологии добычи нефти

2.1. Как работает скважина

Продуктивность скважины – это то возможное количество жидкости, которое можно добыть из скважины и доставить к потребителю. Продуктивность скважин определяется дебитом скважины.

Любые действия (или бездействие) в скважине ведут к изменению дебита или продуктивности.

Какие меры нужно предпринять, чтобы заставить скважину работать с наибольшей отдачей? Что нужно сделать, чтобы не причинить ей ущерб, а, наоборот, увеличить продуктивность скважины.

Важным путем решения проблемы является четкая работа специалиста по добыче, который должен владеть процессом механизированной добычи, знать причины повреждения скважины и практические методы правильного выбора, подготовки, запуска оборудования, увеличения сроков его эксплуатации, снижения повреждений скважин.

Что определяет дебит скважины?

Факторы, влияющие на продуктивность скважины, представлены на рис. 2.1. Несомненно, на дебит скважины влияют природные условия, на которые повлиять невозможно. Важнейшую роль играет персонал, его знания и умения. Однако на продуктивность скважины влияет также оборудование, условия его использования, соответствие возможностям пласта в полной мере.

Рис. 2.1. Факторы, влияющие на продуктивность скважин при механизированном способе эксплуатации

Влияние одних из перечисленных факторов очевидно, действие других может сказаться через несколько лет, а то и десятилетие. На весь процесс добычи нефти можно воздействовать, овладев углубленными знаниями о Земле, разработкой и внедрением новой техники и технологии.

Большое значение имеет и отношение к скважине сервисных предприятий, они имеют несколько другие цели бизнеса, чем добывающие организации. При этом современные требования к построению сервисного бизнеса изменяются. На смену традиционным подходам к оказанию услуг приходят современные методы. По-новому решаются теперь и вопросы, кто должен отбирать скважины и соответствующие технологии для проведения работ по интенсификации добычи? В соответствии с новым подходом к интенсификации скважин, поставщики услуг и добывающая компания должны работать в одной связке, вместе. Ресурсы месторождений весьма разнообразны и по объемам, и по форме; тем не менее, известны две их категории, где применение методов повышения продуктивности наиболее плодотворно. Первая из них – это скважины-кандидаты на интенсификацию добычи, находящиеся на заключительном этапе своей эксплуатации; возможно, они уже близки к истощению, однако стоят того, чтобы обратить на них внимание. Вторая категория – это продуктивные скважины, обладающие существенным потенциалом повышения продуктивности при грамотном применении соответствующих технологий. Специалисты производственных объектов должны решать целый ряд задач при выборе методов повышения продуктивности на конкретных скважинах, в частности определить:

– методы, которые были успешно применены ранее;

– новые технологии;

– вероятность снижения достигнутого уровня добычи по сравнению с вероятностью его повышения;

– оправданность соответствующего риска применения новых технологий;

– необходимость разработки новых методов оптимизации работы скважины;

– долговечность новой технологии для данного региона.

Как скважина дает нефть?

Свой путь поток пластовой жидкости начинает из зоны дренирования, под действием перепада давления между пластовым и забойным давлением устремляется по пласту к скважине. Дальнейшее движение флюида связано с его подъемом на поверхность и движением по сборным трубопроводам до ДНС, где происходит сепарация и «дожим» жидкости дальше для подготовки. Таким образом, процесс добычи осуществляется на трех участках: в пласте, лифте, сборном трубопроводе.

Течение флюида в системе «пласт-скважина-сборные коллекторы»

При работе скважины в системе «пласт-скважина-сборные коллекторы» происходят три типа потерь давления, связанных с ее продуктивностью: в пласте; в НКТ; на устье и в инженерных сооружениях.

В пласте движение жидкости определяется депрессией между гидродинамическим забойным давлением и пластовым давлением.

Второй перепад давления создается при прохождении пластовой жидкости через НКТ.

Определенное давление требуется для прохождения через штуцер и инженерные сооружения на поверхности и для транспортировки флюида через коллекторы до сепаратора.

На работу скважины влияют четыре вида давления:

– пластовое;

– забойное;

– устьевое (буферное);

– линейное (давление в промысловых трубопроводах).

Перепад давления в системе будет изменяться в период работы коллектора. Все точки, от зоны дренирования пласта до сепаратора, называются узлами, а анализ влияния изменения давления на производительность системы называется узловым анализом NODAL, который будет рассмотрен далее.

Рис. 2.2. Система пласт-скважина-сборные коллекторы

Как движется нефть в пласте?

Движение нефти в пласте, вызванное депрессией, начинается с радиуса дренирования скважины и осуществляется радиально от зоны дренирования к стволу скважины по простиранию и параллельными потоками по профилю пласта. По мере движения пластовой жидкости к стволу скважины ее поток увеличивается и растет давление гидродинамического сопротивления. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта (ПЗП). График изменения давления в окрестности скважины, называемый воронкой депрессии, приведен на рис. 2.3.

Рис. 2.3. Воронка депрессии

Решающую роль в определении величины дебита скважины по жидкости играет забойное давление – чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины.

Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости и т. д. Все эти явления ухудшают условия фильтрации жидкости из пласта и называются скин-эффектом. То есть любые преграды, мешающие течению флюида в пласте, называются скинами. Проблемы, связанные с нарушением течения в подъемнике, устьевом оборудовании, сборном коллекторе, называются псевдо-скинами. СКИН породы-коллектора в природных условиях равен 0. При нанесении ущербов естественным коллекторским свойствам пласта при его вскрытии, эксплуатации или ремонте скважин величина скина становится больше 0. В результате обработок ПЗП, приводящих к улучшению коллекторских характеристик (ГРП, кислотные обработки и др.), скин может принимать отрицательные значения. Движение жидкости в фильтрационной среде (пласте-коллекторе) достаточно хорошо изучено, происходит по закону Дарси и характеризуется формулой

Q_ж = k_пр(p_пл – p_заб), (2.1)

т. е. дебит скважины прямо пропорционален депрессии. При плоскорадиальном течении флюида в пласте закон Дарси имеет вид:

где μ_Η – вязкость пластового флюида, сПа · с (сПз); к — проницаемость, мДарси; β_Η – пластовый объемный фактор; r_скв – радиус скважины, м; r_др – радиус зоны дренирования скважины, м; S — скин.

Графически данная зависимость представлена на рис. 2.4.

Рис. 2.4. Индикаторная кривая течения флюида: а – при однофазном; б — при многофазном

Индекс, или коэффициент продуктивности К_пр представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое:

Угол наклона индикаторной кривой определяется коэффициентом продуктивности.

При течении газа по пласту его поток описывается формулой Вогеля. Формула Вогеля для пласта, в котором нет нарушений и добыча из него осуществляется при давлении ниже давления насыщения, основана на теории работы залежи в режиме растворенного газа:

При условии, что забойное давление ниже давления насыщения, поток флюида является мультифазным и описывается комбинированной формулой Дарси-Вогеля для нефтяных скважин.

Максимальный дебит для нефтяных скважин (Q_max) при забойном давлении ниже давления насыщения нефти газом определяется по комбинированной формуле Дарси-Вогеля:

где j – индекс продуктивности скважины; р_нас – давление насыщения нефти газом; Q_нас – дебит, при котором забойное давление равно давлению насыщения.

Итак, течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлении выше давления насыщения. При давлении ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.

Чем определяется характеристика вертикального лифта?

Вертикальный лифт характеризуется изменением давления – рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности:

где dp/dL — падение давления по длине трубы (градиент давления); р – плотность жидкости; θ – угол наклона трубы; V — скорость движения жидкости; f — коэффициент трения; d — внутренний диаметр трубы; α – поправочный коэффициент для компенсации колебаний скорости по сечению трубы (он изменяется от 0,5 при ламинарном режиме до 1,0 при полностью турбулентном течении).

Градиент давления в данной формуле является суммой трех составляющих:

– гидростатического градиента;

– градиента трения;

– градиента ускорения.

В чем особенности течения жидкости в нефтесборном коллекторе?

Во время прохождения флюида по сборным коллекторам к сепаратору градиент гидростатического давления имеет достаточно малое значение.

Однако следует помнить, что если при прохождении жидкости в лифте и сборном трубопроводе степень градиента гидростатического давления составляет менее 90%, то необходимо провести работы по смене труб лифта или трубопровода на больший диаметр.

Что такое узловой анализ NODAL

Итак, мы рассмотрели поэтапно прохождение флюида от границы зоны дренирования по пласту, через лифт и сборный коллектор до сепаратора. При наложении графиков движения флюида в пласте, по лифту и нефтесборному коллектору можно определить потенциальный дебит скважины, а также проектировать необходимые мероприятия по стимуляции пласта, отбору скважинного оборудования и т. п. Такой анализ называется узловым анализом NODAL.

Изменение дебита скважины при изменении скин (2; —4) и уменьшении пропускной способности лифта

Рассмотрим график (рис. 2.5). Точка пересечения индикаторной кривой 1, соответствующей движению флюида в пласте, с кривой 2, описывающей течение флюида в трубопроводе, определяет потенциальный дебит скважины Q_i. При увеличении скин до 2 дебит скважины падает q₂, при проведении ГРП скин уменьшается до минус 4, соответственно дебит увеличивается до q_-4. При увеличении давления в трубопроводе мы наблюдаем понижение дебита до значения Q₂.

Рис. 2.5. Графический анализ работы скважины

Таким образом, можно прогнозировать потенциальный дебит скважины и проектировать мероприятия по увеличению дебита скважины за счет интенсификации работы пласта и расчета скважинного оборудования и сборных коллекторов.

Что такое интенсификация и оптимизация?

Необходимо проанализировать параметры формулы Дарси (2.7). Такие параметры, как коэффициент проницаемости и мощность пласта, величины, отражающие природные факторы, не изменяются с течением времени. Величина пластового давления при нашем уровне разработки поддерживается постоянной за счет работы системы ППД, эта величина, с течением времени изменяющаяся достаточно мало.

Рис. 2.6. Специальные компьютерные программы (например, Wellperformance) позволяют произвести расчеты потенциальной добычи из скважины, сделать прогноз производительности при проведении геолого-технических мероприятий ГТМ

Теперь рассмотрим величины в знаменателе: вязкость флюида и объемный коэффициент – величины тоже постоянные. Радиус скважины и радиус дренирования также не подвергаются изменениям.

где р_заб – забойное давление; S — скин; k — проницаемость, мДарси; h – мощность пласта; р_пл – пластовое давление; μ_Η – вязкость флюида, сПз (сПа · с); β_Η – объемный коэффициент; r_скв, r_др – радиус скважины и радиус дренирования скважины, м, соответственно.

Таким образом, только два параметра – забойное давление и скин – влияют напрямую на производительность скважины. Работы, проводимые в призабойной зоне пласта для уменьшения скин, называются интенсификацией добычи нефти. Мероприятия, связанные с уменьшением забойного давления, направлены на оптимизацию работы скважинного оборудования.

Что такое повреждение пласта?

Повреждение пласта – это такое условие, при котором создаются своеобразные «барьеры», препятствующие притоку нефти к стволу скважины, что ведет к более низкому, чем, предполагалось, дебиту или снижению эффективности закачки.

Повреждение вблизи ствола скважины ведет к снижению добычи нефти. Близлежащая к стволу скважины зона является единственным местом, на которое можно оказывать воздействие.

Скин-фактор является мерой повреждений пласта. Это безразмерная величина. Мы уже упоминали, что при естественных природных коллекторских свойствах пласта скин имеет нулевое значение. Увеличение скин-фактора означает снижение продуктивности скважины. Улучшение естественных свойств пласта (увеличение пористости, проницаемости) ведет к повышению дебита скважины.

Рис. 2.7. Скин-фактор: а — равен 0; б — равен 1, добыча снижается; в – равен 2, добыча снижается, ухудшаются свойства пласта

Причины повреждения пласта

Повреждение призабойной зоны пласта может наступать при различных технологических операциях на скважине:

– при первичном вскрытии продуктивного пласта при бурении скважины;

– при креплении ствола скважины;

– при заканчивании (освоения) скважины;

– в процессе:

а) проведения ремонтных работ;

б) эксплуатации скважины.

Что происходит со вскрытым пластом при бурении?

Как только буровое долото доходит до породы коллектора, начинается воздействие на продуктивность скважины.

Для контроля пластового давления используют буровые растворы, с их помощью происходит вынос шлама, образование глинистой корки. Таким образом, коллектору наносится минимальный ущерб.

Для обеспечения контроля над скважиной (для предотвращения газонефтеводопроявлений) при бурении скважины необходимо, чтобы гидростатическое давление раствора было больше в порах породы коллектора (порового давления). Следовательно, буровой раствор имеет возможность проникновения в продуктивный пласт (репрессия).

Рис. 2.8. Основные функции бурового раствора и возможные повреждения пласта при бурении

Многие коллекторы являются чувствительными и подвергаются повреждению от проникновения фильтрата раствора. При первичном вскрытии продуктивного пласта под действием репрессии происходит резкое поглощение фильтрата раствора и кольматация коллектора до образования фильтрационной корки, которая фильтрует раствор таким образом, что в пласт попадает только фильтрат.

Фильтрационный раствор вызывает повреждения путем физического закупоривания пор, возникающих при набухании глинистых частиц.

В буровых растворах содержится значительное количество твердых частиц, которые охватывают широкий спектр с точки зрения их размеров. Сам раствор обычно не может проникнуть в пласт, так как его многие твердые частицы больше, чем размер пор в матрице породы. Следовательно, на поверхности породы откладывается фильтрационная корка.

Закупоривание твердыми частицами может значительно снизить проницаемость, но из-за быстрого улавливания твердых частиц и построения внешнего фильтрационного "пирога" происходит незначительное проникновение в пласт.

Глины в песчаных пластах могут разбухать после воздействия на них инородных жидкостей. При разбухании они закупоривают отверстия пор. Фильтрат раствора может вызывать дисперсию глины и ее перемещение по пласту. Такие глины могут закупоривать отверстия пор.

При смешивании несовместимого фильтрата раствора с пластовой водой могут иметь место процессы солеотложения. Они также могут кольматировать поры.

Химический состав бурового раствора, большое давление на выходе бурового раствора и время проходки через продуктивную зону – все это вызывает повреждение пласта.

Твердые частицы могут проникать в коллектор и мигрировать в самом коллекторе, что может приводить к закупориванию пор. Фильтраты жидкости могут вызывать обратные реакции в коллекторе, что приводит к отложению солей. Все эти факторы вызывают повреждения вокруг ствола скважины и таким образом отрицательно влияют на продуктивность скважин.

Итак, уделяя должное внимание контролю над потерями раствора и химическому составу буровых растворов, можно значительно повысить продуктивность скважин.

Какие повреждения возникают при креплении, заканчивании скважин и ремонте?

Каждый раз, когда мы закачиваем инородную жидкость в коллектор, имеется значительный риск повреждения пласта.

После бурения скважины обычно спускается колонна и проводится цементаж. Если фильтрационные свойства бурового раствора, как отмечено в предыдущей главе, должны быть минимальными, то фильтрационные свойства цементного раствора, во-первых, кратно больше; во-вторых, плотность цементного раствора значительно больше, чем плотность бурового раствора. Следовательно, значительно больше репрессия на пласт и, соответственно, глубина проникновения фильтрата в пласт. Пласт претерпевает значительные повреждения.

Рис. 2.9. Повреждения пласта при цементировании

Неотцентрированная колонна

После спуска колонну цементируют, затем производят перфорацию необходимых интервалов.

Рис. 2.10. Последствия неправильного цементирования

Колонна в стволе скважины должна быть отцентрирована для того, чтобы снизить риск перетоков жидкости через цемент. В противном случае жидкость или газ могут проникнуть в ствол скважины и повлиять на ее продуктивность.

Плохой цементаж

Очень важной является изоляция продуктивных пластов без причинения им ущерба. Необходимы:

– хорошее цементирование пласта;

– обеспечение хорошего сцепления цемента с колонной;

– наименьшие потери жидкости в пласт;

– совместимость фильтрата с пластовой жидкостью.

Большинство видов повреждений происходят из-за взаимодействия жидкости с породой и содержанием коллектора. Сюда включаются жидкости для глушения, незастывшие цементные растворы. Твердые частицы, содержащиеся в жидкости, могут также проникнуть в пласт и вызвать физическое закупоривание. После закачки цемента (ОЗЦ) больше не существует контакта между жидкостью в скважине и пластом. Нет риска повреждения пласта.

Рис. 2.11. Перетоки воды вследствие плохого цементирования

После спуска, цементирования колонны и затвердевания цемента начинается этап заканчивания скважины. В начале этого этапа буровой раствор вымывается из скважины и замещается раствором для глушения, затем на скважине проводятся перфорационные работы.

В результате перфорации скважины происходит контакт между жидкостью в стволе скважины и пластом. Вновь появляется риск нанесения ущерба пласту.

Существуют различные виды работ, которые проводятся на скважине: КРС, ловильные работы, подготовка к ГРП, смена насоса и пр. Все ремонты скважин направлены на улучшение продуктивности.

Но при каждом виде ремонта имеется риск нанесения ущерба скважине, что будет усугублять проблему ее продуктивности.

Жидкость заканчивания – это жидкость в стволе скважины на заключительном этапе строительства скважины. Основные функции жидкости заканчивания:

– обеспечение контроля жидкости над скважиной;

– эффективность вымывания твердых частиц.

Для того чтобы достигнуть наибольшей продуктивности скважины, необходимо свести к минимуму повреждения пласта при строительстве скважины. Жидкости заканчивания, как и буровые растворы, могут быть большим источником нанесения ущерба пласту из-за характерных особенностей проникновения в пласт. Поэтому важным для заканчивания скважины является нанесение минимального ущерба пласту.

Повреждения пласта, связанные с жидкостью для заканчивания, имеют место при взаимодействии жидкости и фильтратов с породой коллектора и пластовой жидкостью.

Скважина может быть перфорирована при следующих гидростатических условиях:

– на депрессии;

– при давлении с перепадом:

а) нулевым;

б) избыточным;

в) очень большим.

Перфорация на депрессии или с нулевым перепадом давления обычно производится с целью снижения или контроля повреждения в зоне ствола скважины. Сразу после перфорации на депрессии происходит первоначальный выброс из коллектора, при котором из перфорационных тоннелей выносится вся крошка, образовавшаяся после прострела.

Так как имеется низкий гидростатический столб в стволе скважины при перфорации на депрессии и с нулевым перепадом давления, возможность проникновения жидкости заканчивания в пласт устраняется или сводится к минимуму. Контроль за давлением при перфорации на депрессии является ключевым фактором безопасности, так как в результате перепада давления жидкость начинает быстро перемещаться к поверхности.

Перфорация с избыточным перепадом давления с раствором для глушения в стволе скважины

После перфорации осколки/крошка от выстрела под давлением в стволе скважины спрессовываются и прижимаются к зоне разрушения вокруг перфорационной тоннели.

Перфорация с очень большим перепадом давления используется для стимулирования прилегающего к стволу скважины района. Этот способ эффективен для низкопроницаемых коллекторов.

Давление в стволе скважины выше, чем давление в трещине. Жидкость стремительно проходит через перфорационные дыры и создает многочисленные трещины, которые остаются после окончания перфорационных работ.

Какие проблемы возникают во время ремонта скважин?

Ремонтные работы на скважине осуществляются после глушения скважины. Как правило, глушение производят заменой скважинной жидкости на жидкость глушения с большей плотностью для оказания противодавления на пласт с целью предупреждения нефтегазопроявлений.

Рис. 2.12. Ущербы, наносимые пласту при проведении ремонтных работ

Превышение забойного давления над пластовым регламентируется от 5 до 10%. В условиях репрессии в пласт проникает жидкость глушения, действие которой на глинистые частицы пласта может вызвать кольматацию порового пространства. Кольматацию могут вызвать и взвешенные частицы, находящиеся в жидкости глушения. Другим фактором нанесения повреждений является выпадение в осадок водонерастворимых солей при воздействии жидкости глушения на пластовую воду.

Проведение спуско-подъемных операций на скважине приводит к насыщению пласта водой, а далее, к возникновению "водяных мостов", перекрывающих поток пластовой жидкости, а также к изменению относительной проницаемости, что также приводит к снижению дебитов по нефти. Насыщение пласта водой связано и с осложнениями при выводе скважины на режим вследствие отсутствия охлаждения погружного электродвигателя.

Поэтому проектирование процесса глушения напрямую связано с проектированием вывода на режим и дальнейшую эксплуатацию скважины.

Итак, жидкость глушения (ЖГ) для скважин должна быть:

– химически инертна к горным породам, составляющим коллектор;

– совместима с пластовыми флюидами;

– исключающей кольматацию пор пласта твердыми частицами;

– с ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращающей их набухание при любом значении pH пластовой воды;

Рис. 2.13. Зависимость относительной проницаемости песка для воды (k_в) и нефти (k_н) от водонасыщенности

– без содержания механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание механических примесей не должно превышать 100 мг/л;

– с низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,1–0,12 мм/год;

– в ЖГ на месторождениях с наличием сероводорода должен содержаться нейтрализатор сероводорода;

– без вреда нефтесборным трубопроводам при существующей схеме утилизации;

– безопасной при проведении технологических операций.

Жидкости глушения (ЖГ) не должны образовывать водных барьеров.

ЖГ должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора, снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения-пластовый флюид".

Конечно же, процесс глушения должен проводиться с применением специального оборудования и квалифицированным персоналом с предоставлением большого спектра технологий и рецептов жидкостей глушения для каждой скважины.

Какие повреждения появляются при эксплуатации скважины?

Как уже говорилось выше, призабойная зона имеет решающее значение для производительности скважины. Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости. Из-за этих факторов происходит снижение добычи нефти. На производительность скважины могут также влиять повышенный вынос песка из пласта, проникновение воды. Не следует забывать, что при эксплуатации скважины на снижение продуктивности могут влиять и другие факторы, например проблемы в перфорации, в фильтре, гравийной набивке, в погружном насосном оборудовании (см. раздел 2.3), лифтовых трубах, а также в наземном оборудовании и сборных трубопроводах. На производительность скважины могут влиять и такие технические факторы, как состояние забоя, эксплуатационной колонны (например, установленные гофры).

Иногда возникают проблемы, связанные с наличием проектного оборудования, качеством его подготовки, финансовыми проблемами и т. д.

Какие способы существуют для увеличения проницаемости ПЗП?

Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП) увеличивают за счет применения химических, механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов), тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и комбинированных методов, которые приведены ниже.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот, которые под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины, расширяют их в карбонатных коллекторах и очищают поровое пространство в терригенных (подробнее дальше). Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислот. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливания кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта.

Рис. 2.14. Ущербы, наносимые пласту при эксплуатации скважины

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высокого давления на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок или другой расклинивающий агент (проппант), чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1–4 мм. Скин может снижаться до минус 4,4.

Операция ГРП состоит из закачки жидкости для гидроразрыва и образования трещин; закачки жидкости-песконосителя и жидкости для продавливания песка в трещины.

Волновая обработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью генератора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Углубленная перфорация состоит в том, что в зону пласта спускается мощный перфоратор специальной конструкции, который пробивает критическую зону пласта и дает возможность флюиду проходить ПЗП по новым каналам. Известны технологии (ПГД), когда за счет энергии пороховых газов в пласте образуются новые трещины.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолы или парафины. Известно несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Как уже отмечалось ранее, наиболее подвержена повреждениям призабойная зона пласта, ее еще называют критической зоной. Нарушения в ПЗП могут быть вызваны различными факторами, поэтому выбор стимуляции зависит от видов нарушений. Как правило, может быть несколько факторов загрязнения, поэтому часто применяются комплексные обработки, включающие в себя несколько видов работ на скважине. Виды нарушений представлены ниже:

В настоящее время известно множество технологий и рецептов по работе с ПЗП.