Новий підхід до методів хімічного очищення призабійної зони стовбура свердловини при заканчіваніі відкритим стовбуром

Віктор Крилов, д.т.н., В'ячеслав Крецул, к.т.н., РГУ нафти і газу ім. І.М. Губкіна

В свердловинах, де традиційні методи їх заканчіванія непридатні по геолого-технічних і економічних міркувань, в останні роки все більше використовуються сучасні системи заканчіванія свердловин відкритим стовбуром. Проведений авторами аналіз застосування таких систем має не тільки теоретичне, але і суто практичне значення.

В умовах, коли доцільність застосування традиційних методів заканчіванія свердловин з геолого-технічним та/або економічних міркувань низька, важливо досягти чистоти призабійної зони стовбура свердловини (ПЗС). Це обумовлено тим, що у відкритому стовбурі вуглеводні просочуються в свердловину безпосередньо через стінки свердловини, на відміну від традиційних методів, коли перфораційні канали або тріщини, утворені гідроразривом, дозволяють повідомити стовбур свердловини з незабруднених шаром.

При освоєнні свердловини без хімічного очищення ПЗС досягаються задовільні результати, визначені, як правило, тільки після початкового етапу випробувань. У той же час для деяких методів заканчіванія (без спуску обсадної колони, з спуском перфорованого або тільки сітчастого фільтра) тривалість таких результатів з урахуванням часу роботи свердловини та/або управління розробкою поклади в цілому залишається важкопередбачувані. На додаток до простого погіршення видобутку нафти/газу нерівномірна очищення ПЗС від фільтраційної корки (особливо в протяжних ділянках відкритого стовбура і системах заканчіванія гравійної набиванням) здатна призвести до зниження ефективності нагнітання, нерівномірного дренажу колектора, зниження ефективності обробок шару та/або передчасного прориву води або газу.

Очищення ПЗС

Досягнення рівномірного і повного очищення стовбура свердловини від фільтраційної корки уздовж всієї ділянки відкритого стовбура є необхідним і призводить до високих результатами видобутку, особливо у довгих горизонтальних стовбурах (рис. 1). Основними стримуючими факторами широкого застосування технологій очищення ПЗС на родовищах Росії є: відмінності характеристик фільтраційних корок, утворених різними рідинами первинного розтину; використання бистрореагірующіх брекером (руйнівників, розчинників); труднощі витіснення/заміщення (внаслідок обмежень для обладнання та інструментів заканчіванія) і технічні складності успішного виконання операції. У багатьох випадках неможливість досягнення необхідної очистки ПЗС при освоєнні свердловини в надалі веде до необхідності застосування дорогих повторних операцій і ВРХ, екстенсивних хімічних і механічних способів очищення ПЗЗ. Незважаючи на те, що деякі сучасні системи рідин і техніка заміщення дозволяють поліпшити очищення стовбура, часто їх ефективність залежить від специфічних пластових умов, мінералогічних і петрофізіческіх властивостей колектора, конфігурації стовбура свердловини і характеристик рідини для розтину продуктивного пласта.

Проектування освоєння свердловини дожно включати повне видалення фільтраційної корки зі стінок стовбура свердловини (рис. 1, фото 1). Оскільки багато способи заканчіванія відкритим стовбуром толерантні до високого рівня забруднення шару фільтраційної кіркою, видалення кірки може і не бути необхідністю. У таких умовах комплексна реалізація проектів (і в першу чергу системний аналіз фахівців з заканчіванію свердловин і розробці родовищ) може допомогти в прийняття відповідного рішення, де застосовувати чи не застосовувати спеціальні операції з видалення фільтраційної корки, а також як найкращим чином оптимізувати використання технологій з очистки ПЗС.

Такі інженерні рішення повинні враховувати безліч факторів, найбільш важливими з яких є:

склад і умови роботи та освіти промивних рідин та фільтраційних корок;

характеристики і реакційна здатність порід продуктивних пластів і їх насичує рідин;

спосіб заканчіванія і характеристики устаткування;

чутливість обладнання до реагентів і методів очищення ПЗС;

обладнання, методи і методики, які доступні.

Визначення необхідності видалення фільтраційної кірки

Фільтраційні корки, утворені спеціальними промивальні рідини для розтину продуктивних пластів, звичайно є тонким і практично непроникним бар'єром між НКТ і продуктивним пластом. Таким чином, це обмежує ефективність видобутку нафти (нагнітання води) з свердловини.

Знання необхідних параметрів освоєння свердловини відповідно до обладнанням заканчіванія є важливим етапом в розробці технології очистки ПЗС. Різні методи заканчіванія зазвичай мають різні діапазони потенційних значень скін-фактора. Високі значення скін-фактора неприпустимі, однак не всі вони можуть бути віднесені до фільтраційної шкірці.

Потенційне негативний вплив рідин для розкриття пластів та фільтраційних корок обумовлює:

зниження проникності колектора і, відповідно, зниження дебіту свердловини;

неякісну гравійну набивання;

закупорку перфорованого або сітчастого фільтра;

підвищені (локальні) швидкості освоєння (ризик ерозії обладнання по заканчіванію);

підвищену депресію при освоєнні/видобутку;

збільшення ризику прориву води або газу.

На свердловинах, де проектування заканчіванія, симуляція освоєння або дані по попереднім свердловинах показують погіршення стану призабійної зони пласта за рахунок фільтраційної корки, очищення ПЗС здатна значно поліпшити продуктивність свердловини.

Репресії промивної рідини є причиною формування фільтраційної кірки і зони кольматації, через які відбувається відфільтровування рідкої фази промивної рідини. Величина репресії впливає на ступінь деформації порід в ПЗП і на зміна величини природного розкриття тріщин. При репресії можливо задавліваніе промивної рідини в природні або примусово (штучно) розкриті тріщини. Негативні наслідки репресії промивної рідини посилюються при значних коливаннях гідродинамічного тиску в стовбурі свердловини. Інтенсивність коливань тиску зростає із збільшенням глибини свердловини і довжини горизонтальної ділянки стовбура, швидкості спуску або підйому бурильної колони, реологічних та структурно-механічних властивостей промивної рідини, а також зі зменшенням зазору між стінкою свердловини і бурильної колоною.

Тривалість розкриття продуктивного пласта робить негативний вплив в основному на глибину проникнення фільтрату промивної рідини, тобто визначає розмір зони можливого ураження пласта. Негативний вплив проник в продуктивний пласт фільтрату проявляється наступним чином:

освіта водонефтяних емульсій, що суттєво знижують проникність ПЗП;

набухання глинистих часток, що містяться в породах, що складають колектор, в результаті чого знижується проникність ПЗП;

утримування фільтрату в пористому середовищі капілярними силами і витіснення його з порові каналів можливо лише при значних перепадах тиску, що ускладнює просування нафти до стовбура свердловини. Дане явище особливо характерно для нізкопроніцаемих колекторів;

при взаємодії фільтрату промивної рідини з пластовими флюїдами можуть утворюватися нерозчинні опади у поровое просторі колектора.

В залежно від фізико-хімічної природи пористого середовища, вмісту ПАР у фільтраті і нафти, наявності або відсутності набухають, глинистих мінералів, характеру репресії на пласт і інших причин погіршення проникності ПЗП може бути обумовлено впливом всіх вище перерахованих факторів одночасно або деяких з них.

В випадку, коли продуктивний пласт характеризується значною глинистих і неоднорідністю властивостей, потрібний особливий підхід до його розкриття. Проникнення фільтрату промивної рідини в ПЗП викликає набухання глинистих мінералів і внаслідок диспергирування і переміщення глинистої фази потоком рідини веде до зниження діаметра порові каналів, або до повного їх змиканню. Для запобігання набухання глинистих порід в практиці ведення бурових робіт на родовищах Західного Сибіру знайшли застосування інгібовані мінеральними солями (хлористий калій, вапно, хлористий кальцій і ін) або спеціальними реагентами (Kla-Cure, Kla-Gard, Hibtrol та ін) промивні рідини. Для кожного конкретного горизонту можна виділити ряд обмежуючих чинників, які, у поєднанні з доступністю матеріалів, обладнання та бажаних результатів, можуть істотно звузити «коло пошуку» при виборі оптимальної рецептури і технології розкриття продуктивного пласта. Наприклад, за наявності мінералізованою пластової або залишкової води сульфатного або карбонатної типу використання солей кальцію повинно бути виключено.

Особливої підходу вимагає вибір реагентів, що застосовуються для стабілізації властивостей промивної рідини та оцінки їх впливу на характеристики фільтрату. Згідно результатами численних досліджень водні розчини багатьох реагентів, застосовуваних буровими підрядниками для обробки промивних рідин, знижують проникність порід, що складають продуктивні пласти більшою мірою, ніж технічна вода. При цьому механізм зниження проникності розрізняється. Наприклад, обробка промивної рідини такими реагентами, як рідке скло, акрилати, КССБ, може призвести до утворення драглистоподібного або нерозчинних опадів при взаємодії фільтрату з пластовим флюїдом. З іншого боку, незбалансовані концентрації реагентів-диспергаторів, таких як їдкий натр, УЩР, карбонат натрію, здатні збільшити набухаемость глинистих мінералів, які присутні в продуктивному шарі.

містяться в нафти асфальтосмолисті речовини, які є емульгатора, сприяють утворення «бронюють» емульсій, які закупорюють порові канали колектора і перешкоджають просуванню нафти до стовбура свердловини. Величину капілярного тиску і, отже, ефект Жамена можна зменшити у разі застосування ПАР з метою зниження поверхневого натягу на межі розділу середовищ фільтрат-вуглеводнева середу, збільшення ефективного радіусу порові каналів за рахунок скорочення товщини адсорбційних оболонок і плівок на поверхні породи.

На родовищах Західного Сибіру при обробці промивних рідин для розтину продуктивних пластів деякі бурові підрядники застосовують неіоногенні (ОП-7, ОП-10), аніонні (Сульфонол) і катіонні ПАР (катапін). Найбільше розповсюдження знайшли неіоногенні ПАР. Такі реагенти мало адсорбуються на поверхні гірських порід і при цьому значно знижують поверхневий натяг на кордоні водний фільтрат-нафта при малій концентрації, в результаті ефект може бути досягнутий при невеликій кількості ПАР. Багато неіоногенні ПАР повністю розчинні і зберігають високу поверхневу активність як у прісній, так і в пластової рідини, при цьому вони є високоефективними деемульгатора.

Однак застосування ПАР-деемульгатора не завжди призводить до очікуваних результатів. Так, наприклад, аніонактівний Сульфонол при контакті з пластової водою може втратити поверхневу активність і привести до утворення хлопьевідний осаду, який закупорює порові канали і знижує проникність ПЗЗ. Це свідчить про те, що більшість рекомендацій із застосування ПАР носить емпіричний характер і не базуються на глибоких комплексних дослідженнях.

Особливості горизонтальних свердловин

Аналітичні дослідження лабораторних і промислових даних показують, що основною причиною зниження продуктивності багатьох нафтових і газових пластів є їх забруднення в процесі розтину. У той же час використання результатів досліджень впливу якості розкриття продуктивних пластів вертикальними свердловинами не завжди застосовується для аналізу горизонтальних свердловин, тому що НЕ враховує суттєвих відмінностей у формуванні околоскважінних зон:

геологічна неоднорідність за простиранню шару істотно впливає на формування околоскважінних зон горизонтальних свердловин;

в відміну від вертикальних свердловин вплив циркуляційних агентів на продуктивний пласт, розкритий горизонтальним стовбуром, здійснюється протягом значно більш тривалого періоду;

стовбур горизонтальної свердловини відчуває більш складні і інтенсивні деформаційні процеси в порівнянні зі стовбуром вертикальних свердловин;

технологія буріння і заканчіванія горизонтальних свердловин обумовлює специфіку околоскважінних зон.

При формуванні призабійної зони горизонтальних свердловин характерною особливістю є вплив обмеженою товщини шару і прояв гравітаційних ефектів. Відмінною особливістю ПЗП горизонтальних свердловин є малі градієнти тиску, і значну роль набувають процеси, пов'язані з проникненням фільтрату промивної рідини в пласт в результаті їх тривалого контакту.

Гравітаційні сили впливають на швидкість руху фільтрату промивної рідини в вертикальному напрямку. Під дією гравітації посилюються додаткові надходження фільтрату до підошви пласта, збільшуючи Водонасичення (у разі розкриття продуктивного пласта рідиною на водній основі) поблизу неї. Це призводить до вертикальної нерівномірності зони проникнення і появи характерних мов обводнення, які з'являються в зоні підошви пласта для нефтей підвищеної в'язкості. При цьому мови обводнення практично не виникають в пластах з малов'язкі нафтою і газом. Складний нерівномірний характер розподілу фільтрату в околоскважінной зоні викликає відповідні зміни абсолютних і фазових проникність і позначається на продуктивності горизонтальних свердловин.

Визначення необхідних реагентів для очищення ПЗС

Яку систему вибрати для очищення стовбура від фільтраційної корки, залежить від забійних умов і умов утворення кірки. З точки зору підвищення продуктивності свердловин оптимальна промивна рідина для розкриття продуктивного пласта повинна містити тільки такі компоненти, які легко розчиняються і диспергуючих при освоєнні свердловини. Проте необхідно враховувати, що фільтраційна кірка веде себе інакше, ніж рідина для розкриття пластів, і може не розчинятися і не дисперговані.

Варіанти хімічної очистки ПЗС можуть відрізнятися в залежності від способу заканчіванія, характеристик пласта і типу промивної рідини. Розчини брекером (рідини хімічної обробки) реагують не тільки з фільтраційної кіркою, але також з породою колектора та його насичує флюїдами, обладнанням в стовбурі свердловини. У той же час ці «додаткові» реакції здатні призвести до зниження якості розкриття продуктивного пласта і заканчіванія свердловини в цілому. Таким чином, всі ці фактори необхідно враховувати при проектуванні і оптимізації програми очищення ПЗЗ.

Існує 4 основні методи очищення ПЗС:

освоєння (очищення) без хімічної обробки;

обробка з метою видалення полімерних складових фільтраційної корки;

очищення ПЗЗ шляхом розчинення сводообразующего матеріалу (частки крейди, солі) фільтраційної корки;

обробка для видалення як полімерних складових, так і твердих частинок.

Зазвичай хімічна обробка використовується для видалення фільтраційної корки, коли компонування обладнання заканчіванія вже знаходиться в стовбурі свердловини. Тому обладнання повинне забезпечувати контакт розчинів очищення з фільтраційної кіркою. Це може бути спеціальне Промивне пристрій (труба), гнучка або звичайна НКТ, що здійснює ізоляцію іншого обладнання за допомогою промивальних манжет, які дозволяють розмістити рідина очищення в необхідному місці.

Метою обробки є руйнування фільтраційної корки і запобігання закупорки обладнання заканчіванія залишками реакція?? рідини очищення. Хімічні реагенти можуть реагувати з полімерами, які пов'язують тверді частинки, щоб зруйнувати і полімери і структуру, утворену твердою фазою кірки.

Частинки бурового шламу, що входять в структуру кірки, здатні знизити ефективність дії розчинів спеціальних реагентів. Ефективність обробки часто визначається часом (часом реакції), необхідним для прориву кірки і втратами рідини. Швидкий прорив кірки може бути неефективним і навіть небезпечним, тому що розчин брекером може швидко просочуватися крізь високопроніцаемие зони, не руйнуючи фільтраційну кірку по всій поверхні стовбура в продуктивному шарі (рис. 1, фото 2). Розчин брекером з довгим часом реакції може сприяти досягненню наступних високих дебітом свердловини за рахунок рівномірної обробки в усьому інтервалі, в т.ч. і на ділянках з різною проникністю (фото 3).

Хімічні брекера (руйнівники, розчинники) можуть бути розділені на 4 основні групи:

кислоти;

оксиданти;

ензими;

хелати.

Вибір відповідного брекера буде залежати від типу фільтраційної корки, яку необхідно видалити, компонентів кірки, на які передбачається впливати, складу рідини заканчіванія, забійній температури і способу заканчіванія. Тому треуется проведення лабораторних досліджень з метою визначення ефективності Брекером. Такі дослідження повинні включати сумісність розчину брекера як з рідиною заканчіванія, так і оцінку можливих реакцій з промивної рідиною, пластовим флюїдом і породами (мінералами) продуктивного пласта.

Оскільки фільтраційна кірка утворюється в процесі фільтрації промивальної рідини для розкриття продуктивних пластів, то потрібен критичний аналіз компонентів, що входять до складу цієї рідини. Критичними компонентами є:

1. Сводообразующіе матеріали (тверда фаза):

карбонат кальцію (Safe-Carb) - розчинники: кислоти, чіланти;

фракціоновані частинки солі (Flo-Wate) - розчинники: прісна вода, ненасичені розчини солей.

2. Згущувачі-структурообразователі (полімери):

ксантовая смола (XC-біополімер, Duovis, Flo-Vis Plus) - розчинники: окислювачі;

склероглюкани (Biovis) - розчинники: окислювачі.

3. Реагенти для зниження фільтрації (полімери):

модифікований крохмаль (Flo-Trol, Dual-Flo та ін) - розчинники: кислоти, окислювачі, ензими.

4. Буровий шлам:

пісок: звичайно не викликає особливих проблем, оскільки він не розчиняється;

глинисті частки: трудноудаліми. Краще було б підтримувати їх мінімальну концентрацію в промивної рідини за допомогою устаткування з видалення твердої фази або розведенням. Глинисті частинки можуть бути розчинені спеціальними «глінокіслотнимі» системами, однак такі обробки, як правило, здатні призвести до пошкодження обладнання заканчіванія. Обробки розчинами ПАР можуть поліпшити видалення глинистої фази, проте в деяких типах обладнання заканчіванія це здатне призвести до його закупорці.

Обробка ПЗС розчинами кислот

Кислоти традиційно використовуються для очищення після полімерних бурових розчинів на водній основі. Розчини кислот діють і на біополімери, що входять до складу фільтраційної корки і на карбонат кальцію. Вони руйнують полімери шляхом гідролізу. Обробка ПЗС розчинами кислот вимагає проведення аналізу початку дії кислот, тому що часто кислоти проривають фільтраційну кірку «мовами», йдучи по шляху найменшого опору (рис. 1, фото 4).

Кислоти малоефективні при обробці ПЗС після розчинів на вуглеводневої основі. Однак їх також застосовують при очищенні ПЗС після оборотної емульсійної системи (Faze-Pro). Діапазон температури застосування більшості розчинів кислот знаходиться в межах 45-120 ° С. Найбільш поширеним на нафтових родовищах є розчин соляної кислоти концентрацією 5-28%. Він може використовуватися поодиноко або спільно з органічними кислотами.

Недоліки кіcлот

В нафтогазової промисловості застосовують розчини мінеральних і органічних кислот. Для запобігання утворення нальоту і осаду необхідно проводити дослідження на сумісність кислот з іншими технологічними рідинами. Розчини кислот також становлять небезпеку при їх практичному використанні:

мінеральні кислоти реагують з багатьма матеріалами, особливо при підвищених температурах. При кислотних обробках як в процесі освоєння свердловини, так і при подальших опрераціях щодо стимуляції можлива корозія забійного устаткування. Кислотна корозія може призвести до аварій з НКТ або ушкоджень забійного обладнання з контролю піску;

при проникненні в пласт кислота може реагувати і розчиняти цемент породи, збільшуючи таким чином проникність. З іншого боку, руйнування цементу здатне привести до утворення дрібних частинок, які під час руху можуть закольматіровать поровое простір і погіршити колекторські властивості продуктивного пласта;

агресивне дію мінеральних кислот робить точну установку ванн проблематичною. Кислоти починають руйнівний процес як тільки контактують з фільтраційної кіркою, тобто на вибої свердловини. Після руйнування фільтраційної кірки кислота може проникнути всередину породи швидше, ніж вона буде вимита на поверхню. Це також може привести до неповної очистки ПЗС;

кислоти втрачають реакційну здатність при розведенні або нейтралізації (можливо також шляхом розведення) або реакції з породами пласта або залишками промивної рідини. У результа використання недостатньої кількості або недостатньої концентрації кислоти фільтраційна кірка може бути зруйнована НЕ повністю;

слабкі (виснажені) розчини кислот можуть призводити до осадкообразованію частинок, які розчинні при низьких значеннях рН, однак стають нерозчинними в виснажених розчинах кислот. Наприклад, залізо може осаджуватися як желеподібний матеріал в кислотному розчині, виснаженому при розчиненні карбонату кальцію. Тому кислотні склади часто містять железохелатірующіе реагенти.

Як кислоти, так і окислювачі є агресивними, високореактівнимі хімікатами, і з ними необхідно звертатися відповідно до правил техніки безпеки.

Високі концентрації кислот при підвищених температурах здатні призвести до швидкого прориву кірки і проникненню розчину кислоти всередину колектора (фото 4). При це кислота може фільтруватися в пласт і не брати участі в подальшому руйнуванні фільтраційної корки. Іншими негативними наслідками застосування кислотних обробок може бути флокуляції і диспергирование глинистих частинок, що знаходяться в колекторі.

Кислоти несумісні з багатьма синтетичними полімерами, наприклад такими, як Поліакриламіди.

Застосування окисляючих брекером (окислювачів, оксідантов)

Окислювачі включають Гіпохлорити, перборити, пероксиди і персульфати. Ці хімікати реагують з органічними полімерами, і діапазон їх реакційної здатності досить широкий. Вони можуть вступати у реакції як з металевими поверхнями труб, так і з породами продуктивних пластів. Ефективність (реакційна спроможність) хімікатів знижується після реакції. Температура застосування окислювачів перебуває в діапазоні від 25 до 95 ° С. Деякі розчини окислювачів мають вузькі температурні діапазони, у той час як інші працюють в усьому діапазоні температур.

Окислювачі «Віддають» кисень при високих температурах, який хімічно взаємодіє і розкладає полімерні складові фільтраційної корки. Вони застосовуються самостійно або як стадія двустадійной очищення з кислотної обробкою.

Прийнято вважати, що персульфатние брекера реагують тільки двічі. Дійсно, при реакції вони можуть утворити тільки 2 гідроксил-радикала, проте ці 2 радикала можуть реагувати знову і знову сотні і тисячі разів. Ця реакція представляє собою справжній процес каталізу, за допомогою якого персульфати є ефективними брекера для полімерів полісахаридною групи, наприклад таких, як ХС-біополімери.

Швидкість, при якій молекули персульфат утворюють 2 радикала, залежить від температури. При температурах нижче 50 ° С цей процес відбувається досить повільно. Згідно з дослідженнями в загальному випадку окисляючих брекера працюють в 3,7 рази швидше при збільшенні температури на ~ 10 ° C.

Недоліки окислювачів

Основні недоліки окислювачів полягають в тому, що:

Гіпохлорити агресивні по відношенню до сталі, включаючи 13-хромовану сталь. Розчинена залізо утворює колоїдні частинки «іржі», які є потенційно небезпечним забруднювачем колектора твердою фазою;

високо - і нізкощелочние рідини розчиняють силікати або мікропоровие крем'янисті сланці, які утворюють дрібні частинки. Ці рухливі частинки здатні закупорити порові канали. Нізкопроніцаемие колектора звичайно є більш чутливими до такого забруднення;

окислювачі можуть реагувати з глинами або утворювати емульсії. Більшість окислювачів характеризуються високим рівнем рН і можуть дисперговані глинисті частинки;

окислювачі не повинні застосовуватися в комбінаціях з кислотами, оскільки в цьому випадку можуть утворюватися отруйні гази;

агресивні окислювачі здатні призвести до швидкого прориву фільтраційної корки і обходу фільтраційної корки (фото 4);

при руйнуванні полімерної складової фільтраційної корки окислювачами можливо проникнення компонентів промивної рідини в колектор.

Застосування ензимів

Зазвичай ензими визначаються як природні каталізатори, тому що більшість біологічних процесів включають ензими. Ензими є великими молекулами білків, що складаються з ланцюжків амінокислот. Прості ензими складаються менше ніж з 150 амінокислот, при цьому складні (типові) ензими мають 400-500 амінокислот.

Ензими, що застосовуються в нафтогазовій промисловості, є специфічними для певних груп полімерів. Ензими, що руйнують амілазу (крохмаль), не впливають на ксантанова біополімери і навпаки, що дозволяє селективно руйнувати фільтраційну кірку залежно від її складу. Як і Гіпохлорити, ензими не розчиняють карбонат кальцію, тому якщо видалення кольматанта є одним з основних завдань, обробку ПЗП ензимами необхідно комбінувати з обробкою хелатних сполуками.

Ензими є корозійно-безпечними реагентами - вони не реагують з залізом і не утворюють нерозчинних опадів «іржі», які є потенційно небезпечними сполуками, що закупорюють пори породи-колектора. Оскільки ензими є каталізаторами, то вони практично не витрачаються в реакції, внаслідок чого можуть руйнувати полімери до тих пір, поки не зміниться Середа реакції.

Зазвичай закачування пачки на основі ензимів в зону продуктивного пласта не викликає труднощів, оскільки ензими діють досить повільно, в результаті досягається більш повне видалення фільтраційної кірки (рис. 1).

Недоліки ензимів

Недоліки ензимів обумовлені тим, що:

ензими дуже чутливі до середовища реакції. Температура, рН, вміст іонів кальцію (жорсткість) та ін здатні як поліпшити, так і погіршити ефективність обробки ПЗС ензимами;

використовувані в галузі реагенти мають досить вузький температурний діапазон застосування -- від 4 до 95 ° C.

Очищення ПЗС за допомогою хелатів

хелатні з'єднання (хелати, внутрішньокомплексні з'єднання, клешневідние з'єднання), що представляють собою комплексні сполуки, в яких ліганд приєднаний до центральному атому металу за допомогою двох або більшого числа зв'язків, дозволяють досить ефективно руйнувати карбонат кальцію, пов'язуючи його в органічне з'єднання. Найбільш часто в промивних рідинах використовуються хелатні сполуки, похідні від етилендіамінтетраоцтової кислоти.

хелати працюють набагато повільніше і «м'якше» кислот, не схильні до активних хімічних реакцій з пластовими флюдамі або мінералами, що складають колектор, що дозволяє істотно знизити ризик забруднення ПЗП. До додаткових переваг хелатних сполук відноситься низька корозійна активність, мала токсичність, легкість транспортування і зберігання.

Для підвищення ефективності очищення ПЗП хелати можуть застосовуватися разом з іншими реагентами, такими як кислоти або ензими. Нізкощелочние розчини хелатів також ефективні при видаленні фільтраційної корки, утвореної оборотними емульсійними РУО [1].

Висновки

Так як вартість хелатних реагентів залишається поки відносно високою, ензими в поєднанні з хелатних реагентами рекомендується використовувати там, де потрібно видалення карбонату кальцію (наприклад при заканчіваніі свердловин щілинними або гравійних фільтрів).

В загальному випадку при виборі розчину брекера необхідно враховувати:

екологічну безпеку і токсичність реагентів;

корозійну активність брекером;

швидкість реакції розчинів руйнівників;

ймовірність забруднення колектора продуктами реакції.

На родовищах Західного Сибіру широке розповсюдження знайшли біополімерние промивні рідини, що використовують фракціонований мармурову крихту для контролю фільтрації рідини в пласт. Ензими руйнують речовина, що пов'язує фільтраційної корки, утвореної такими рідинами - модифікований крохмаль. Це дозволяє розпушити і зруйнувати корку, що допомагає знизити тиск відриву від поверхні ПЗП і дезінтегріровать кірку з тим, щоб легко винести її потоком пластового флюїда при виклику припливу.

Основними критеріями, на які потрібно звернути увагу при виборі способу хімічного очищення забою, є:

після видалення фільтраційної корки зникає бар'єр, що перешкоджає неконтрольованою фільтрації рідини заканчіванія в пласт. Репресії на пласт після руйнування фільтраційної корки перед спуском ЕЦН в процесі заканчіванія складе близько 4,5-5,0 МПа, що може спровокувати істотні втрати рідини заканчіванія в колектор;

при використанні «брудної» (яка містить велику кількість твердої фази) рідини заканчіванія тверді частинки, що містяться в ній, можуть закольматіровать порові канали ПЗП і привести до зниження продуктивності свердловини.

Тому для досягнення максимальної ефективності хімічної обробки і щоб уникнути пошкодження колектора після проведення такої обробки ми рекомендуємо більше уважно опрацювати питання заканчіванія свердловин в цілому. На підставі проведених досліджень можна стверджувати, що існуючі способи хімічної очищення забою здатні ефективно видаляти фільтраційну кірку сучасних рідин для первинного розкриття. Вибір того чи іншого методу обробки ПЗЗ буде залежати від використовуваного забійного устаткування, методу заканчіванія, наявності або відсутності на забої відсікаючого клапана і пакера, стійкості забійного обладнання до корозії і діють в регіоні обмежень в області промислової безпеки.

Список літератури

1. Patel A. D. Reversible Invert Emulsion Drilling Fluids - A Quantum Leap in Technology. IADC/SPE 47772 Paper. 1998 IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology.

2. Ібрагімов Л.Х., Міщенко І.Т. Інтенсифікація видобутку нафти. М., 1996.

3. Morgenthaler L. N., McNeil R.I., Faircloth R.J., et al. Optimization of stimulation chemistry for openhole horizontal wells. SPE 49098. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, 27-30 September 1998.