АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ СОХРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПРИ ГЛУШЕНИИ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН НА ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Энергетической стратегией России на период до 2030 г. предусматривается довести добычу нефти в России до 530-535 млн т и газа до 885-940 млрд м³ в год. При этом ведущая роль принадлежит Тюменской области, на долю которой приходится ежегодно 291-292 млн т нефти и 608-625 млрд м³ газа. При этом для поддержания проектных объемов добычи углеводородного сырья и обеспечения сохранности скважин в работоспособном состоянии на месторождениях проводятся работы по капитальному и текущему ремонту скважин.

В условиях Западной Сибири количество таких ремонтов из года в год увеличивается, что связано с ухудшением пластовых условий разрабатываемых месторождений (низкие фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов), также с переходом большинства месторождений на позднюю стадию разработки, характеризующуюся старением эксплуатационного фонда скважин, ростом обводненности продукции, падением пластового давления и так далее, повышается количество сложных ремонтов, с ростом трудовых, материальных и финансовых ресурсов.

В таких условиях эффективность освоения недр и успешность функционирования добывающих нефтегазовых компаний напрямую зависят от их технического оснащения и технологического обеспечения, востребованные объемы которых определяются уровнем сервисного обслуживания, включающего бурение, эксплуатацию и ремонт скважин.

Эффективная деятельность предприятий по добыче нефти и газа невозможна без обеспечения своевременного и качественного ремонта скважин. Для поддержания действующего фонда скважин в работоспособном состоянии и обеспечения геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и газа необходима постоянная работа бригад текущего и капитального ремонта скважин.

Один из путей повышения качества ремонтных работ в скважинах – это научно обоснованный выбор ЖГ при осуществлении этих работ, что может привести к одновременному восстановлению проницаемости нефтяного пласта, повышению продуктивности скважин и дополнительному отбору нефти из них.

Работы по исключению вредного блокирующего влияния на пласт технологических жидкостей глушения скважин у нас в стране и за рубежом ведут в двух направлениях:

1. создание технических средств, обеспечивающих проведение подземных ремонтов без предварительного глушения скважины;
2. разработка составов технологических жидкостей и процессов, не оказывающих отрицательного влияния на коллекторские свойства пласта. До настоящего времени у нас в стране нет на вооружении надежных технических средств для выполнения подземных ремонтов без глушения скважины. Объясняется это тем, что такие устройства должны обеспечивать многократную надежную герметизацию скважины на время ремонтов при свободном доступе к зоне продуктивного пласта в процессе эксплуатации скважины. Этот доступ необходим для выполнения различных обработок пласта, очистки забоя скважины, спуска глубинных измерительных приборов и геофизических снарядов. Конструктивные разработки и опытные образцы таких устройств, создаваемые в нашей стране, предлагают установку их в стволе скважины. Это невыгодно отличает конструкцию таких устройств от зарубежных образцов, которые в основном устанавливают на устье скважины. Вместе с тем даже в США такие устройства внедряют довольно медленно, а объем их применения не превышает 400 в год.

Поэтому второе направление на современном этапе является наиболее перспективным. Кроме этого необходимо отметить, что какие бы совершенные технические средства не были созданы, потребность в технологических жидкостях, способствующих сохранению и восстановлению коллекторских свойств пласта, остается всегда.

Наиболее широко применяемые на данном этапе разработки нефтяных месторождений как у нас в стране, так и за рубежом, находят ЖГ на водной основе, представляющие собой пластовые и технические воды, растворы минеральных солей, глинистые растворы, полимерные системы.

Обобщение результатов лабораторных и промысловых исследований по влиянию ЖГС на коллекторские свойства продуктивных пластов свидетельствует о необходимости тщательного их выбора с целью снижения поглощений, времени освоения скважин и предупреждения падения дебитов нефти в послеремонтный период.

В плане использования водных ЖГС первоочередными являются задачи их глубокой очистки от механических примесей, специальной обработки соответствующими структурообразователями, ингибиторами коррозии, пеногасителями, поглотителями агрессивных газов, ПАВ- понизителями межфазного натяжения и гидрофобизаторами  горной породы.

В процессе вскрытия продуктивных пластов и при проведении ремонтных работ на скважинах с целью недопущения изменения нефтегазонасыщенности и сохранения ФЕХ пласта предпочтение следует отдавать жидкостям на углеводородной основе.

Вместе с тем в настоящее времени этим вопросам  в отрасли уделяется не достаточно внимания. Практически не налажено производство требуемых ингибиторов коррозии, наполнителей-кольматантов и других реагентов, а также не разработаны научные основы их применения в ЖГС. Обеспечение отрасли новыми технологическими жидкостями  для  глушения скважин требует и нового  подхода  к  обустройству стационарных узлов по приготовлению и обработке ЖГС, критического анализа эффективности использующихся и разработки новых составов во взаимосвязи с условиями разработки месторождений нефти и газа.

Комплекс лабораторных исследований отложений (кольматантов) отобранных со скважин и скважинного оборудования на Приобском месторождении показал, что в настоящее время преобладающими компонентами их являются кварц (песок) и АСПО.

Установлена хорошая растворимость кернового материала продуктивных коллекторов в соляной и глинокислоте.

Фильтрационные исследования кислот на кернах Приобского месторождения показали эффект значительного затухания фильтрации и образования фильтрационного сопротивления по причине миграции частиц коллектора при его контакте с кислотами.

Для продуктивных коллекторов Приобского месторождения не рекомендовано проводить ОПЗ по технологии задавки кислот (соляной и глинокислоты) в пласт.

Таблица 1.

Ограничения по технологиям ОПЗ

Для восстановления продуктивности добывающих скважин Приобского месторождения рекомендуется проводить ОПЗ по технологиям:

• при кольматации глинистым буровым раствором - глинокислотной ванна без продавки на пласт с 20 кг/м³ ОЭДФ, 15 кг/м³ Нефтенол-К и 10% норм-бутилового спирта.
• для селективной обработки реагентами заданного продуктивного интервала рекомендуется использовать технологию «жидкого пакера». В качестве отклонителя использовать блокирующий состав глушения БСГ-галит.

Список литературы:

1. Ремонт нефтяных и газовых скважин / Под ред. Ю.А. Нифантова, И.И. Клещенко. С.-Пб.: АНО НПО «Профессионал», 2005. – 325 с.
2. Перевалов Э.О., Анимов Н.В., Белецкий Э.В. Совершенствование технологий капитального ремонта скважин // Студенческий: электрон. научн. журн. 2019. № 35(79). URL: https://sibac.info/journal/student/79/156106 (дата обращения: 29.11.2019).