Запсибгаз технологии увеличения производительноси скважин порошкообразными реагентами

На основе порошкообразных реагентов готовятся технологические растворы, удаляющие из призабойных зон скважин следующие виды твёрдых осадков: глинистые и полимерглинистые образования, карбонатные осадки, железистые соединения и осадки органического происхождения нагнетательных скважин. Выбор реагентов и последовательность их применения производится в зависимости от минералогического состава кольматирующих образований.

При разработке рецептур технологических растворов используются методы электронной спектрофотометрии, рентгенофазовый, хроматографический, фотоколометрический анализы и исследования на опытно-фильтрационных моделях.

По нашему мнению, есть несколько очевидных моментов, показывающих преимущество применения порошкообразных реагентов для обработки скважин перед традиционными глинокислотными и соляно-кислотными обработками:

• 
  экологически безопасны и разрешены в добыче и транспорте углеводородов;
  
• 
  простота и удобство транспортировки, позволяющая доставлять реагенты на удаленные промыслы без существенных затрат;
  
• 
  приготовление технологических растворов непосредственно у скважины не требует специальных мер безопасности;
  
• 
  при взаимодействии с кольматирующими образованиями не происходит вторичного выпадения твёрдой фазы и образования коллоидальных систем;
  
• 
  одновременно с воздействием на кольматирующие образования реагенты могут выполнять функции самогенерирующихся очистных систем;
  
• 
  коррозионное воздействие на металлические конструкции скважин и оборудования на порядок меньше, чем у традиционных кислотных растворов, что продлевает срок эксплуатации обсадных труб, НКТ и другого оборудования спущенного в скважину.
  

Обработки нефтяных, газовых и нагнетательных скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Российской Федерации, Украины, Узбекистана и шельфе Вьетнама. По опыту обработок скважин максимальные термобарические условия пласта составляли: температура 140 ⁰ C, давление 36 МПа .

Промышленные скопления нефти установлены в терригенном комплексе пород полимиктового состава юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и вартовская свиты). Для всех залежей характерна послойная и зональная литологическая неоднородность, определяющая изменчивость физических свойств коллекторов и пластовых флюидов. Неоднородность выражается в частом чередовании различных типов пород по разрезу, их взаимном замещении по простиранию и в местных изменениях литолого-петрографических свойств.

Коллекторами нефти и газа в рассматриваемом районе являются мелкозернистые песчаники средне-, крупнозернистые алевролиты. Песчано-алевролитовые породы имеют полимиктовый состав. Обломочная часть их, наряду с кварцем и полевыми шпатами, представлена обломками различных осадочных, изверженных и метаморфических пород. Песчаники цементируются глинистым веществом, представленным хлоритом, монтмориллонитом, гидрослюдой, каолинитом в различных соотношениях. В цементе песчаников встречаются карбонаты, железисто-титанистые образования и регенерационные полевые шпаты и кварц. Наибольшее распространение имеет пленочно-поровый тип цемента.

Геолого-физические характеристики пластов и флюидов месторождений, где проводились реагентные обработки добывающих скважин. приведены в табл.1.

Результаты реагентной обработки скважин Юганской группы представлены в табл.2.
Таблица 1

Геолого-физические характеристики пластов и флюидов

месторождений Юганской группы

№	Показатели	Единицы	Месторождения
П/п		Измерения	Асомкин-ское	Усть- Балыкское	Южно- Сургутское
1	Средняя мощность нефтенасыщенных песчаников	М	8.0	2.4	8.8
2	Средняя пористость	Доли	0.18	0.145	0.24
3	Средняя проницаемость	MD	42	9	140
4	Начальный коэффициент нефтенасыщения	Доли	0.65	0.51	0.625
5	Пластовая температура	С0	99	87	69
6	Средняя глубина залегания	М	3200	2750	2400
7	Начальное пластовое давление	Мпа	31.5	28.0	23.7
8	Газовый фактор	М3/м3	85	46	47
9	Вязкость нефти в пластовых условиях	Спз	1.16	2.13	3.47
10	Плотность нефти в пластовых условиях	кг/м3	840	821	824

Таблица 2

Эффективность реагентной разглинизации скважин

Юганской группы

№	№ скважины/	Дебит, т/сутки		Приращение Дебита,
п/п	куста	до обработки	После обработки	т/ сутки
	Асомкинское месторождение
1	508/2	6.3	17.1	11.2
2	191/2	6.3	18.8	12.5
3	198/2	3.2	18.8	15.6
4	504/2	4.0	18.8	14.8
5	116/2	5.9	22.4	16.5
6	107/1	8.3	17.7	9.4
7	104/1	5.8	22.8	17.0
8	180/1	5.8	16.0	10.2
9	117/1	8.3	23.6	15.3
10	123/2	3.3	18.5	15.2
11	122/2	21.8	26.4	4.6
12	153/6	5.2	11.6	6.4
13	154/6	4.6	18.1	13.5
14	130/3	3.5	21.5	18.0
15	151/8	5.4	24.5	19.1
16	159/6	6.6.	26.0	9.4
17	169/8	3.0	45.7	42.7
18	168/8	26.0	36.8	10.8
19	178/8	11.0	16.1	5.1
20	520/9	18.2	57.1	38.9
21	217/7	16.0	24.4	8.4
22	215/7	9.0	24.2	15.2
23	164/7	20.0	47.9	27.9
24	163/6	5.2	15.9	10.7
25	177/8	6.2	23.9	17.7
	Усть-Балыкское месторождение
26	3208/119	4.7	34.4	29.7
27	1320/52	14.4	38.8	24.4
28	1495/47	26.7	48.2	21.5
29	1326/68	18.7	41.6	22.9
30	3109/48а	10.0	20.2	10.2
	Средне-Асомкинское месторождение
31	442/14	3.7	18.2	14.5
32	462/14	0.9	4.9	4.0
33	432/14	2.4	8.4	6.0
34	443/14	2.4	4.4	2.0
35	431/14	3.6	12.4	8.8
36	607/14	3.6	17.3	13.7
37	464/14	2.2	19.3	17.1
38	330/14	3.5	5.0	1.5
39	441/14	12.1	14.3	2.2
40	606/35	2.3	28.9	26.6
	Южно-Сургутское месторождение
41	6024/130	1.3	4.2	2.9
42	6044/125	8.7	9.4	0.7
43	1319/130	5.0	8.4	3.4
44	5790/66	73.9	82.4	8.5
45	6018/130	4.5	9.4	4.9
46	5166/110	5.2	16.4	11.2