Виктор Крылов, д.т.н., Вячеслав Крецул, к.т.н., РГУнефти и газа им. И.М. Губкина
Вскважинах, где традиционные методы их заканчивания непригодны погеолого-техническим и экономическим соображениям, в последние годы все большеиспользуются современные системы заканчивания скважин открытым стволом.Проведенный авторами анализ применимости таких систем имеет не толькотеоретическое, но и чисто практическое значение.
Вусловиях, когда целесообразность применения традиционных методов заканчиванияскважин по геолого-техническим и/или экономическим соображениям низка, важнодостичь чистоты призабойной зоны ствола скважины (ПЗС). Это обусловлено тем,что в открытом стволе углеводороды просачиваются в скважину непосредственночерез стенки скважины, в отличие от традиционных методов, когда перфорационныеканалы или трещины, образованные гидроразрывом, позволяют сообщить стволскважины с незагрязненным пластом.
Приосвоении скважины без химической очистки ПЗС достигаются удовлетворительныерезультаты, определенные, как правило, только по начальному этапу испытаний. Вто же время для некоторых методов заканчивания (без спуска обсадной колонны, соспуском перфорированного или только сетчатого фильтра) длительность такихрезультатов с учетом времени работы скважины и/или управления разработкойзалежи в целом остается труднопредсказуемой. В дополнение к простому ухудшениюдобычи нефти/газа неравномерная очистка ПЗС от фильтрационной корки (особенно впротяженных участках открытого ствола и системах заканчивания гравийнойнабивкой) способна привести к снижению эффективности нагнетания, неравномерномудренажу коллектора, снижению эффективности обработок пласта и/илипреждевременному прорыву воды или газа.
Очистка ПЗС
Достижениеравномерной и полной очистки ствола скважины от фильтрационной корки вдольвсего участка открытого ствола является необходимым и приводит к высокимрезультатам добычи, особенно в протяженных горизонтальных стволах (рис. 1).Основными сдерживающими факторами широкого применения технологий очистки ПЗС наместорождениях России являются: различия характеристик фильтрационных корок,образованных разными жидкостями первичного вскрытия; использованиебыстрореагирующих брекеров (разрушителей, растворителей); трудностивытеснения/замещения (вследствие ограничений для оборудования и инструментовзаканчивания) и технические сложности успешного выполнения операции. Во многихслучаях невозможность достижения требуемой очистки ПЗС при освоении скважины вдальнейшем ведет к необходимости применения дорогостоящих повторных операциий иКРС, экстенсивных химических и механических способов очистки ПЗС. Несмотря нато, что некоторые современные системы жидкостей и техника замещения позволяютулучшить очистку ствола, зачастую их эффективность зависит от специфическихпластовых условий, минералогических и петрофизических свойств коллектора,конфигурации ствола скважины и характеристик жидкости для вскрытияпродуктивного пласта.
/>
Проектированиеосвоения скважины дожно включать полное удаление фильтрационной корки со стенокствола скважины (рис. 1, фото 1). Поскольку многие способы заканчиванияоткрытым стволом толерантны к высокому уровню загрязнения пласта фильтрационнойкоркой, удаление корки может и не являться необходимостью. В таких условияхкомплексная реализация проектов (и в первую очередь системный анализспециалистов по заканчиванию скважин и разработке месторождений) может помочь впринятии соответствующего решения, где применять или не применять специальныеоперации по удалению фильтрационной корки, а также как наилучшим образомоптимизировать использование технологий по очистке ПЗС.
/>
Такиеинженерные решения должны учитывать множество факторов, наиболее важными изкоторых являются:
состави условия работы и образования промывочных жидкостей и фильтрационных корок;
характеристикии реакционная способность пород продуктивных пластов и их насыщающих жидкостей;
способзаканчивания и характеристики оборудования;
чувствительностьоборудования к реагентам и методам очистки ПЗС;
оборудование,методы и методики, которые доступны.
Определение необходимости удаления фильтрационнойкорки
Фильтрационныекорки, образованные специальными промывочными жидкостями для вскрытияпродуктивных пластов, обычно являются тонким и практически непроницаемымбарьером между НКТ и продуктивным пластом. Таким образом, это ограничиваетэффективность добычи нефти (нагнетания воды) из скважины.
Знаниенеобходимых параметров освоения скважины в соответствии с оборудованиемзаканчивания является важным этапом в разработке технологии очистки ПЗС. Разныеметоды заканчивания обычно имеют различные диапазоны потенциальных значенийскин-фактора. Высокие значения скин-фактора недопустимы, однако не все онимогут быть отнесены к фильтрационной корке.
Потенциальноенегативное влияние жидкостей для вскрытия пластов и фильтрационных корокобусловливает:
снижениепроницаемости коллектора и, соответственно, снижение дебита скважины;
некачественнуюгравийную набивку;
закупоркуперфорированного или сетчатого фильтра;
повышенные(локальные) скорости освоения (риск эрозии оборудования по заканчиванию);
повышеннуюдепрессию при освоении/добыче;
увеличениериска прорыва воды или газа.
Наскважинах, где проектирование заканчивания, симуляция освоения или данные попредыдущим скважинам показывают ухудшение состояния призабойной зоны пласта засчет фильтрационной корки, очистка ПЗС способна значительно улучшитьпроизводительность скважины.
Репрессияпромывочной жидкости является причиной формирования фильтрационной корки и зоныкольматации, через которые происходит отфильтровывание жидкой фазы промывочнойжидкости. Величина репрессии влияет на степень деформации пород в ПЗП и наизменение величины естественного раскрытия трещин. При репрессии возможнозадавливание промывочной жидкости в естественные или принудительно(искусственно) раскрытые трещины. Негативные последствия репрессии промывочнойжидкости усугубляются при значительных колебаниях гидродинамического давления встволе скважины. Интенсивность колебаний давления возрастает с увеличениемглубины скважины и протяженности горизонтального участка ствола, скоростиспуска или подъема бурильной колонны, реологических и структурно-механическихсвойств промывочной жидкости, а также с уменьшением зазора между стенкойскважины и бурильной колонной.
Длительностьвскрытия продуктивного пласта оказывает негативное влияние в основном наглубину проникновения фильтрата промывочной жидкости, т.е. определяет размерзоны возможного поражения пласта. Отрицательное воздействие проникшего впродуктивный пласт фильтрата проявляется следующим образом:
образованиеводонефтяных эмульсий, которые существенно снижают проницаемость ПЗП;
набуханиеглинистых частиц, содержащихся в породах, слагающих коллектор, в результатечего снижается проницаемость ПЗП;
удерживаниефильтрата в пористой среде капиллярными силами и вытеснение его из поровыхканалов возможно лишь при значительных перепадах давления, что затрудняетпродвижение нефти к стволу скважины. Данное явление особенно характерно длянизкопроницаемых коллекторов;
привзаимодействии фильтрата промывочной жидкости с пластовыми флюидами могутобразовываться нерастворимые осадки в поровом пространстве коллектора.
Взависимости от физико-химической природы пористой среды, содержания ПАВ вфильтрате и нефти, наличия или отсутствия набухающих глинистых минералов,характера репрессии на пласт и других причин ухудшение проницаемости ПЗП можетбыть обусловлено влиянием всех выше перечисленных факторов одновременно илинекоторых из них.
Вслучае, когда продуктивный пласт характеризуется значительной глинистостью инеоднородностью свойств, требуется особый подход к его вскрытию. Проникновениефильтрата промывочной жидкости в ПЗП вызывает набухание глинистых минералов ивследствие диспергирования и перемещения глинистой фазы потоком жидкости ведетк снижению диаметра поровых каналов, или к полному их смыканию. Дляпредотвращения набухания глинистых пород в практике ведения буровых работ наместорождениях Западной Сибири нашли применение ингибированные минеральнымисолями (хлористый калий, известь, хлористый кальций и др.) или специальнымиреагентами (Kla-Cure, Kla-Gard, Hibtrol и др.) промывочные жидкости. Длякаждого конкретного горизонта можно выделить ряд ограничивающих факторов,которые, в сочетании с доступностью материалов, оборудования и желаемыхрезультатов, могут существенно сузить «круг поиска» при выборе оптимальнойрецептуры и технологии вскрытия продуктивного пласта. Например, при наличииминерализованной пластовой или остаточной воды сульфатного или карбонатноготипа использование солей кальция должно быть исключено.
Особогоподхода требует выбор реагентов, применяемых для стабилизации свойствпромывочной жидкости и оценки их влияния на характеристики фильтрата. Согласнорезультатам многочисленных исследований водные растворы многих реагентов,применяемых буровыми подрядчиками для обработки промывочных жидкостей, снижаютпроницаемость пород, слагающих продуктивные пласты в большей степени, чемтехническая вода. При этом механизм снижения проницаемости различается.Например, обработка промывочной жидкости такими реагентами, как жидкое стекло,акрилаты, КССБ, может привести к образованию студнеобразных или нерастворимыхосадков 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.
Содержащиесяв нефти асфальтосмолистые вещества, являющиеся эмульгаторами, способствуютобразованию «бронирующих» эмульсий, которые закупоривают поровые каналыколлектора и препятствуют продвижению нефти к стволу скважины. Величинукапиллярного давления и, следовательно, эффект Жамена можно уменьшить в случаеприменения ПАВ с целью снижения поверхностного натяжения на границе разделасред фильтрат—углеводородная среда, увеличения эффективного радиуса поровыхканалов за счет сокращения толщины адсорбционных оболочек и пленок наповерхности породы.
Наместорождениях Западной Сибири при обработке промывочных жидкостей для вскрытияпродуктивных пластов некоторые буровые подрядчики применяют неионогенные (ОП-7,ОП-10), анионные (сульфонол) и катионные ПАВ (катапин). Наибольшеераспространение нашли неионогенные ПАВ. Такие реагенты мало адсорбируются наповерхности горных пород и при этом значительно снижают поверхностное натяжениена границе водный фильтрат—нефть при малой концентрации, в результате эффект можетбыть достигнут при небольшом количестве ПАВ. Многие неионогенные ПАВ полностьюрастворимы и сохраняют высокую поверхностную активность как в пресной, так и впластовой жидкости, при этом они являются высокоэффективными деэмульгаторами.
Однакоприменение ПАВ-деэмульгаторов не всегда приводит к ожидаемым результатам. Так,например, анионактивный сульфонол при контакте с пластовой водой может утратитьповерхностную активность и привести к образованию хлопьевидного осадка, которыйзакупоривает поровые каналы и снижает проницаемость ПЗС. Это свидетельствует отом, что большинство рекомендаций по применению ПАВ носит эмпирический характери не базируются на глубоких комплексных исследованиях.
Особенности горизонтальных скважин
Аналитическиеисследования лабораторных и промысловых данных показывают, что основнойпричиной снижения продуктивности многих нефтяных и газовых пластов является ихзагрязнение в процессе вскрытия. В то же время использование результатовисследований влияния качества вскрытия продуктивных пластов вертикальнымискважинами не всегда применимо для анализа горизонтальных скважин, т.к. неучитывает существенных различий в формировании околоскважинных зон:
геологическаянеоднородность по простиранию пласта существенно влияет на формирование околоскважинныхзон горизонтальных скважин;
вотличие от вертикальных скважин воздействие циркуляционных агентов напродуктивный пласт, вскрытый горизонтальным стволом, осуществляется в течениезначительно более длительного периода;
стволгоризонтальной скважины испытывает более сложные и интенсивные деформационныепроцессы по сравнению со стволом вертикальной скважины;
технологиябурения и заканчивания горизонтальных скважин обусловливает спецификуоколоскважинных зон.
Приформировании призабойной зоны горизонтальных скважин характерной особенностьюявляется влияние ограниченной толщины пласта и проявление гравитационныхэффектов. Отличительной особенностью ПЗП горизонтальных скважин являются малыеградиенты давления, и значительную роль приобретают процессы, связанные спроникновением фильтрата промывочной жидкости в пласт в результате ихдлительного контакта.
Гравитационныесилы оказывают влияние на скорость движения фильтрата промывочной жидкости ввертикальном направлении. Под действием гравитации усиливаются дополнительныепоступления фильтрата к подошве пласта, увеличивая водонасыщения (в случаевскрытия продуктивного пласта жидкостью на водной основе) вблизи нее. Этоприводит к вертикальной неравномерности зоны проникновения и появлениюхарактерных языков обводнения, которые появляются в зоне подошвы пласта длянефтей повышенной вязкости. При этом языки обводнения практически не возникаютв пластах с маловязкой нефтью и газом. Сложный неравномерный характерраспределения фильтрата в околоскважинной зоне вызывает соответствующиеизменения абсолютных и фазовых проницаемостей и отражается на продуктивностигоризонтальных скважин.
Определение необходимых реагентов для очистки ПЗС
Какуюсистему выбрать для очистки ствола от фильтрационной корки, зависит от забойныхусловий и условий образования корки. С точки зрения повышенияпроизводительности скважин оптимальная промывочная жидкость для вскрытияпродуктивного пласта должна содержать только такие компоненты, которые легкорастворяются и диспергируются при освоении скважины. Тем не менее необходимоучитывать, что фильтрационная корка ведет себя иначе, чем жидкость для вскрытияпластов, и может не растворяться и не диспергироваться.
Вариантыхимической очистки ПЗС могут отличаться в зависимости от способа заканчивания,характеристик пласта и типа промывочной жидкости. Растворы брекеров (жидкостихимической обработки) реагируют не только с фильтрационной коркой, но также спородой коллектора и его насыщающими флюидами, оборудованием в стволе скважины.В то же время эти «дополнительные» реакции способны привести к снижениюкачества вскрытия продуктивного пласта и заканчивания скважины в целом. Такимобразом, все эти факторы необходимо учитывать при проектировании и оптимизациипрограммы очистки ПЗС.
Существует4 основных метода очистки ПЗС:
освоение(очистка) без химической обработки;
обработкас целью удаления полимерных составляющих фильтрационной корки;
очисткаПЗС путем растворения сводообразующего материала (частицы мела, соли)фильтрационной корки;
обработкадля удаления как полимерных составляющих, так и твердых частиц.
Обычнохимическая обработка используется для удаления фильтрационной корки, когдакомпоновка оборудования заканчивания уже находится в стволе скважины. Поэтомуоборудование должно обеспечивать контакт растворов очистки с фильтрационнойкоркой. Это может быть специальное промывочное устройство (труба), гибкая илиобычная НКТ, осуществляющая изоляцию остального оборудования с помощьюпромывочных манжет, которые позволяют разместить жидкость очистки в необходимомместе.
Цельюобработки является разрушение фильтрационной корки и предотвращение закупоркиоборудования заканчивания остатками реакций жидкости очистки. Химическиереагенты могут реагировать с полимерами, которые связывают твердые частицы,чтобы разрушить и полимеры и структуру, образованную твердой фазой корки.
/>
Частицыбурового шлама, входящие в структуру корки, способны снизить эффективностьдействия растворов специальных реагентов. Эффективность обработки частоопределяется временем (временем реакции), необходимым для прорыва корки ипотерями жидкости. Быстрый прорыв корки может являться неэффективным и дажеопасным, т.к. раствор брекеров может быстро просачиваться сквозьвысокопроницаемые зоны, не разрушая фильтрационную корку по всей поверхностиствола в продуктивном пласте (рис. 1, фото 2). Раствор брекеров с долгимвременем реакции может способствовать достижению последующих высоких дебитовскважины за счет равномерной обработки во всем интервале, в т.ч. и на участкахс различной проницаемостью (фото 3).
/>
Химическиебрекеры (разрушители, растворители) могут быть разделены на 4 основные группы:
кислоты;
оксиданты;
энзимы;
хелаты.
Выборсоответствующего брекера будет зависеть от типа фильтрационной корки, которуюнеобходимо удалить, компонентов корки, на которые предполагаетсявоздействовать, состава жидкости заканчивания, забойной температуры и способазаканчивания. Поэтому треуется проведение лабораторных исследований с цельюопределения эффективности брекеров. Такие исследования должны включатьсовместимость раствора брекера как с жидкостью заканчивания, так и оценкувозможных реакций с промывочной жидкостью, пластовым флюидом и породами(минералами) продуктивного пласта.
Посколькуфильтрационная корка образуется в процессе фильтрации промывочной жидкости длявскрытия продуктивных пластов, то необходим критический анализ компонентов,входящих в состав этой жидкости. Критическими компонентами являются:
1.Сводообразующие материалы (твердая фаза):
карбонаткальция (Safe-Carb) — растворители: кислоты, чиланты;
фракционированныечастицы соли (Flo-Wate) — растворители: пресная вода, ненасыщенные растворы солей.
2.Загустители-структурообразователи (полимеры):
ксантоваясмола (XC-биополимер, Duovis, Flo-Vis Plus) — растворители: окислители;
склероглюканы(Biovis) — растворители: окислители.
3.Реагенты для снижения фильтрации (полимеры):
модифицированныйкрахмал (Flo-Trol, Dual-Flo и др.) — растворители: кислоты, окислители, энзимы.
4.Буровой шлам:
песок:обычно не представляет проблемы, поскольку он нерастворим;
глинистыечастицы: трудноудалимы. Лучше всего поддерживать их минимальную концентрацию впромывочной жидкости с помощью оборудования по удалению твердой фазы илиразбавлением. Глинистые частицы могут быть растворены специальными«глинокислотными» системами, однако такие обработки, как правило, способныпривести к повреждению оборудования заканчивания. Обработки растворами ПАВмогут улучшить удаление глинистой фазы, однако в некоторых типах оборудованиязаканчивания это способно привести к его закупорке.
Обработка ПЗС растворами кислот
Кислотытрадиционно используются для очистки после полимерных буровых растворов наводной основе. Растворы кислот действуют и на биополимеры, входящие в составфильтрационной корки и на карбонат кальция. Они разрушают полимеры путемгидролиза. Обработка ПЗС растворами кислот требует проведения анализа началадействия кислот, т.к. часто кислоты прорывают фильтрационную корку «языками»,идя по пути наименьшего сопротивления (рис. 1, фото 4).
/>
Кислотымалоэффективны при обработке ПЗС после растворов на углеводородной основе.Однако их также применяют при очистке ПЗС после обратимой эмульсионной системы(Faze-Pro). Диапазон температуры применения большинства растворов кислотнаходится в пределах 45-120°С. Наиболее распространенным на нефтяных месторожденияхявляется раствор соляной кислоты концентрацией 5-28%. Он может использоватьсяодиночно или совместно с органическими кислотами.
Недостатки киcлот
Внефтегазовой промышленности применяют растворы минеральных и органическихкислот. Для избежания образования налета и осадка необходимо проводитьисследования на совместимость кислот с другими технологическими жидкостями.Растворы кислот также представляют опасность при их практическом использовании:
минеральныекислоты реагируют со многими материалами, особенно при повышенных температурах.При кислотных обработках как в процессе освоения скважины, так и припоследующих опрерациях по стимуляции возможна коррозия забойного оборудования.Кислотная коррозия может привести к авариям с НКТ или повреждениям забойногооборудования по контролю песка;
припроникновении в пласт кислота может реагировать и растворять цемент породы,увеличивая таким образом проницаемость. С другой стороны, разрушение цементаспособно привести к образованию мелких частиц, которые при движении могутзакольматировать поровое пространство и ухудшить коллекторские свойствапродуктивного пласта;
агрессивноедействие минеральных кислот делает точную установку ванн проблематичной.Кислоты начинают разрушительный процесс как только контактируют с фильтрационнойкоркой, т.е на забое скважины. После разрушения фильтрационной корки кислотаможет проникнуть вглубь породы быстрее, чем она будет вымыта на поверхность.Это также может привести к неполной очистке ПЗС;
кислотытеряют реакционную способность при разбавлении или нейтрализации (возможнотакже путем разбавления) или реакции с породами пласта или остаткамипромывочной жидкости. В результе использования недостаточного количества илинедостаточной концентрации кислоты фильтрационная корка может быть разрушена неполностью;
слабые(истощенные) растворы кислот могут приводить к осадкообразованию частиц,которые растворимы при низких значениях рН, однако становятся нерастворимыми вистощенных растворах кислот. Например, железо может осаждаться как желеобразныйматериал в кислотном растворе, истощенном при растворении карбоната кальция.Поэтому кислотные составы часто содержат железохелатирующие реагенты.
Каккислоты, так и окислители являются агрессивными, высокореактивными химикатами,и с ними необходимо обращаться в соответствии с правилами техники безопасности.
Высокиеконцентрации кислот при повышенных температурах способны привести к быстромупрорыву корки и проникновению раствора кислоты вглубь коллектора (фото 4). Приэтом кислота может фильтроваться в пласт и не участвовать в дальнейшемразрушении фильтрационной корки. Другими негативными последствиями применениякислотных обработок может являться флокуляция и диспергирование глинистыхчастиц, находящихся в коллекторе.
Кислотынесовместимы со многими синтетическими полимерами, например такими, какполиакриламиды.
Применение окисляющих брекеров (окислителей,оксидантов)
Окислителивключают гипохлориты, пербораты, пероксиды и персульфаты. Эти химикатыреагируют с органическими полимерами, и диапазон их реакционной способностидостаточно широк. Они могут вступать в реакции как с металлическимиповерхностями труб, так и с породами продуктивных пластов. Эффективность(реакционная способность) химикатов снижается после реакции. Температураприменения окислителей находится в диапазоне от 25 до 95°С. Некоторые растворыокислителей имеют узкие температурные диапазоны, в то время как другие работаютво всем диапазоне температур.
Окислители«отдают» кислород при высоких температурах, который химически взаимодействует иразлагает полимерные составляющие фильтрационной корки. Они применяютсясамостоятельно или как стадия двустадийной очистки с кислотной обработкой.
Принятосчитать, что персульфатные брекеры реагируют только дважды. Действительно, приреакции они могут образовать только 2 гидроксил-радикала, однако эти 2 радикаламогут реагировать снова и снова сотни и тысячи раз. Эта реакция представляетсобой истинный процесс катализа, с помощью которого персульфаты являютсяэффективными брекерами для полимеров полисахаридной группы, например таких, какХС-биополимеры.
Скорость,при которой молекулы персульфатов образуют 2 радикала, зависит от температуры.При температурах ниже 50°С этот процесс происходит достаточно медленно.Согласно исследованиям в общем случае окисляющие брекеры работают в 3,7 разабыстрее при увеличении температуры на ~10°C.
Недостатки окислителей
Основныенедостатки окислителей заключаются в том, что:
гипохлоритыагрессивны по отношению к стали, включая 13-хромированную сталь. Растворенное железообразует коллоидные частицы «ржавчины», которые являются потенциально опаснымзагрязнителем коллектора твердой фазой;
высоко-и низкощелочные жидкости растворяют силикаты или микропоровые кремнистыесланцы, которые образуют мелкие частицы. Эти подвижные частицы способнызакупорить поровые каналы. Низкопроницаемые коллектора обычно являются болеечувствительными к такому загрязнению;
окислителимогут реагировать с глинами или образовывать эмульсии. Большинство окислителейхарактеризуются высоким уровнем рН и могут диспергировать глинистые частицы;
окислителине должны применяться в комбинациях с кислотами, поскольку в этом случае могутобразовываться ядовитые газы;
агрессивныеокислители способны привести к быстрому прорыву фильтрационной корки и обходуфильтрационной корки (фото 4);
приразрушении полимерной составляющей фильтрационной корки окислителями возможнопроникновение компонентов промывочной жидкости в коллектор.
Применение энзимов
Обычноэнзимы определяются как природные катализаторы, т.к. большинство биологическихпроцессов включают энзимы. Энзимы являются большими молекулами белков,состоящих из цепочек аминокислот. Простые энзимы состоят менее чем из 150аминокислот, при этом сложные (типичные) энзимы имеют 400-500 аминокислот.
Энзимы,применяющиеся в нефтегазовой промышленности, являются специфичными дляопределенных групп полимеров. Энзимы, разрушающие амилазу (крахмал), невоздействуют на ксантановые биополимеры и наоборот, что позволяет селективноразрушать фильтрационную корку в зависимости от ее состава. Как и гипохлориты,энзимы не растворяют карбонат кальция, поэтому если удаление кольматантаявляется одной из основных задач, обработку ПЗП энзимами необходимокомбинировать с обработкой хелатными соединениями.
Энзимыявляются коррозионно-безопасными реагентами — они не реагируют с железом и необразовывают нерастворимых осадков «ржавчины», которые являются потенциальноопасными соединениями, закупоривающими поры породы-коллектора. Т.к. энзимыявляются катализаторами, то они практически не расходуются в реакции,вследствие чего могут разрушать полимеры до тех пор, пока не изменится средареакции.
Обычнозакачка пачки на основе энзимов в зону продуктивного пласта не вызываетсложностей, поскольку энзимы действуют достаточно медленно, в результатедостигается более полное удаление фильтрационной корки (рис. 1).
Недостатки энзимов
Недостаткиэнзимов обусловлены тем, что:
энзимывесьма чувствительны к среде реакции. Температура, рН, содержание ионов кальция(жесткость) и др. способны как улучшить, так и ухудшить эффективность обработкиПЗС энзимами;
используемыев отрасли реагенты имеют достаточно узкий температурный диапазон применимости —от 4 до 95°C.
Очистка ПЗС с помощью хелатов
Хелатныесоединения (хелаты, внутрикомплексные соединения, клешневидные соединения),представляющие собой комплексные соединения, в которых лиганд присоединен кцентральному атому металла посредством двух или большего числа связей,позволяют достаточно эффективно разрушать карбонат кальция, связывая его в органическоесоединение. Наиболее часто в промывочных жидкостях используются хелатныесоединения, производные от этилендиаминтетрауксусной кислоты.
Хелатыработают гораздо медленнее и «мягче» кислот, не склонны к активным химическимреакциям с пластовыми флюдами или минералами, слагающими коллектор, чтопозволяет существенно снизить риск загрязнения ПЗП. К дополнительнымпреимуществам хелатных соединений относится низкая коррозионная активность,малая токсичность, легкость транспортировки и хранения.
Дляповышения эффективности очистки ПЗП хелаты могут применяться совместно сдругими реагентами, такими как кислоты или энзимы. Низкощелочные растворыхелатов также эффективны при удалении фильтрационной корки, образованнойобратимыми эмульсионными РУО [1].
Выводы
Таккак стоимость хелатных реагентов остается пока относительно высокой, энзимы всочетании с хелатными реагентами рекомендуется использовать там, где требуетсяудаление карбоната кальция (например при заканчивании скважин щелевыми илигравийными фильтрами).
Вобщем случае при выборе раствора брекера необходимо учитывать:
экологическуюбезопасность и токсичность реагентов;
коррозионнуюактивность брекеров;
скоростьреакции растворов разрушителей;
вероятностьзагрязнения коллектора продуктами реакции.
Наместорождениях Западной Сибири широкое распространение нашли биополимерныепромывочные жидкости, использующие фракционированную мраморную крошку дляконтроля фильтрации жидкости в пласт. Энзимы разрушают связующее веществофильтрационной корки, образованной такими жидкостями — модифицированныйкрахмал. Это позволяет разрыхлить и разрушить корку, что помогает снизитьдавление отрыва от поверхности ПЗП и дезинтегрировать корку с тем, чтобы легковынести ее потоком пластового флюида при вызове притока.
Основнымикритериями, на которые необходимо обратить внимание при выборе способахимической очистки забоя, являются:
послеудаления фильтрационной корки исчезает барьер, препятствующий неконтролируемойфильтрации жидкости заканчивания в пласт. Репрессия на пласт после разрушенияфильтрационной корки перед спуском ЭЦН в процессе заканчивания составит около4,5-5,0 МПа, что может спровоцировать существенные потери жидкости заканчиванияв коллектор;
прииспользовании «грязной» (содержащей большое количество твердой фазы) жидкостизаканчивания твердые частицы, содержащиеся в ней, могут закольматироватьпоровые каналы ПЗП и привести к снижению производительности скважины.
Поэтомудля достижения максимальной эффективности химической обработки и во избежаниеповреждения коллектора после проведения такой обработки мы рекомендуем болеевнимательно проработать вопросы заканчивания скважин в целом. На основаниипроведенных исследований можно утверждать, что существующие способы химическойочистки забоя способны эффективно удалять фильтрационную корку современныхжидкостей для первичного вскрытия. Выбор того или иного метода обработки ПЗСбудет зависеть от используемого забойного оборудования, метода заканчивания,наличия или отсутствия на забое отсекающего клапана и пакера, устойчивостизабойного оборудования к коррозии и действующих в регионе ограничений в областипромышленной безопасности.
Списоклитературы
1. Patel A. D. Reversible Invert Emulsion Drilling Fluids — AQuantum Leap in Technology. IADC/SPE 47772 Paper. 1998 IADC/SPE Asia PacificDrilling Technology.
2. Ибрагимов Л.Х., МищенкоИ.Т. Интенсификация добычи нефти. М., 1996.
3. Morgenthaler L. N., McNeil R.I., Faircloth R.J., et al. Optimizationof stimulation chemistry for openhole horizontal wells. SPE 49098. SPE AnnualTechnical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, 27-30 September1998.