Полный текст

Введение Степень эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири в большей степени зависит от состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) добывающих и нагнетательных скважин. Вследствие выпада различных продуктов реакции, после ввода химических реагентов, увеличения водонасыщенности горных пород и снижения фазовой проницаемости для нефти, в процессе разработки снижаются фильтрационные параметры и проницаемость ПЗП. На сегодняшний день, многокомпонентные технологии обработки применяются для восстановления фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны коллекторов с высокой водоудерживающей способностью, развитой удельной поверхностью порового пространства и глинистостью [1-5]. Но, из-за значительного содержания карбонатных соединений, при воздействии соляно-кислотного раствора может возникнуть образование вторичных осадков, снижение фазовой проницаемости нефти и формирование в поровых каналах устойчивого водного барьера. В связи с этим необходима разработка комплексного подхода и методов воздействия на призабойную зону пласта, которые являются многофакторными процессами. Их положительная результативность определяется тщательностью и точностью определения свойств объекта воздействия (пласт - скважина), а также состоянием ПЗП и скважины в целом. Приоритетное направление данной работы связано с изучением и разработкой эффективной технологии с усовершенствованием технических средств, которые, в свою очередь, обеспечивают восстановление продуктивности скважин с декольматацией призабойной зоны и обоснованием выбора эффективных химических композиций. При разработке пластов Нижневартовского свода и подобных залежей Западной Сибири внедрение комплексной технологии, включающей в себя физико-химическое воздействие на ПЗП, является актуальной. Методика исследований Кислотная обработка - это процесс закачивания раствора кислоты в продуктивный пласт с целью удаления повреждений ПЗП, а также для расширения существующих каналов или создания новых. В данной процедуре интенсификация [6] дебита нефти происходит из-за повышения эффективного радиуса скважин. При закачивании кислоты выше давления разрыва пласта кислотная обработка называется кислотным гидроразрывом пласта (ГРП), если ниже давления разрыва - матричной кислотной обработкой [7]. Три фактора способствуют ухудшению дебита скважины: низкая проницаемость продуктивного пласта, сужение ствола скважины из-за повреждения призабойной зоны и неэффективная механическая система [8]. Кислотная обработка может использоваться как оптимальный метод восстановления дебита скважин, если причиной ухудшения дебита скважин является повреждение призабойной зоны. Оптимальным кандидатом для проведения кислотной обработки будет являться, во-первых, скважина с проницаемостью пласта выше 10 мД, во-вторых, проницаемость которого в приствольной или приперфорационной зоне была снижена твердыми закупорками [9]. Для эффективности кислотного воздействия необходимо «правильно» вводить кислотный раствор с «правильным» количеством кислоты. Кислотный раствор должен полностью вступать в контакт со всеми каналами призабойной зоны скважины и трещинами, где он должен оказать свое действие. Во избежание снижения прочности пласта необходимо закачивать определенное количество кислотного раствора для полного растворения всей части кольматирующего материала и части структурных материалов, но, кроме того, при закачке должно рассматриваться коррозионное влияние кислотного раствора на используемое оборудование [10]. Химические реагенты для применения кислотной обработки Для улучшения свойств кислотных растворов необходимо добавление химических присадок [11, 12]. В свою очередь, чтобы повысить проникающие способности жидкости по Таблица 1 Виды ингибиторов и их способность снижения коррозионной активности Ингибитор Количество, % Снижение коррозионной активности, кол-во раз Формалин 0,6 7-8 Уникол ПБ-5 0,25-0,5 30-42 Катапин А 0,025 45 Додикор 0,5 До 300 Азол (CI-130) 1 До 50 отношению к породе пласта, снизить возможность выпадения осадков и коррозионную активность по отношению к металлу, необходимо использование добавок, описанных ниже. Ингибитор - вещество, которое снижает коррозионное влияние кислоты на оборудование, с помощью которого происходит транспортировка, перекачка и хранение кислоты. Обычно в состав добавляется 1 % от объема кислоты. Механизм работы ингибиторов следующий: ингибиторы анодного действия работают на анодных участках металла, а ингибиторы катодного действия - на катодных [13]. Виды ингибиторов представлены в табл. 1. Скорость потока, соотношение объема кислоты и площади поверхности металла, температура, концентрация ингибитора, концентрация и тип добавки к кислоте, концентрация и тип кислоты, тип металла и давления - являются факторами, которые оказывают непосредственное влияние на эффективность ингибитора [13]. Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества, снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефти и нейтрализации кислоты. Интенсификаторы используются для понижения поверхностного натяжения кислотного состава при вступлении во взаимодействие с породой, облегчения обратного оттока продуктов реакции после обработки и повышения глубины проникновения и эффективности действия кислотного раствора. Проникновение кислотного раствора в микроскопические поры породы облегчается при наличии ПАВ [14]. Это является необходимостью при обработке плотных пород и при очистке забоя скважины от оставшихся частиц цемента или твердых отложений. ПАВ облегчают отделение воды от породы и процесс проникновения кислоты сквозь нефтяные пленки, которые покрывают поверхность породы и выстилают поверхность, что, в свою очередь, дает возможность кислоте вступить в контакт с породой для ее растворения. Есть некоторая группа ингибиторов (катапин А, катамин А, мервелан К), которые также выполняют роль интенсификаторов, в качестве интенсификаторов могут быть использованы ПАВ (ОП-10, ОП-7) [15]. Для обработки нагнетательных скважин на начальной стадии разработки и при переводе скважин используют следующий перечень неионогенных гидрофилизующих ПАВ: 1) неонол СНО 3Б (1-2 %); 2) превоцел (1-2 %); 3) нефтенол ВВД (1-2 %); 4) сульфанол (0,5 %). На третьей и четвертой стадии разработки месторождений рекомендуется использовать в качестве ПАВ гидрофобизирующие материалы [16], такие как: 1) синол КАМ (1,5 %) - ограничен по температуре применения (80 °С); 2) ИВВ-1 (до 2 %); 3) нефтенол ГФ (до 2 %); 4) нефтенол К (до 3 %). Гидрофобизаторы, в свою очередь, облегчают фильтрацию кислоты в нефтенасыщенных пропластках, снижают ее проникновение в водонасыщенную часть пласта, что впоследствии приводит к удерживанию интенсивной проработки водонасыщенных каналов и ускорению проникновения по ним воды к нефтяным скважинам. Стабилизаторы - это вещества, которые необходимы для удержания некоторых продуктов реакции и соединений железа, присутствующих в соляной кислоте в растворенном состоянии. Данные вещества значительно понижают скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной составляющей породы, по этой причине проникновение кислотных растворов увеличивается. Для продавочных жидкостей в качестве стабилизаторов используют: 1) нефтенол ВВД (2 %); 2) неонол СНО 3Б (2 %); 3) анионоактивный сульфанол (1 %); 4) нефтенол ГФ (2 %); 5) синол КАМ (1 %). Технологии кислотных обработок в карбонатных коллекторах Соляная кислота применяется в широком диапазоне концентрации. При температуре до 60 °С концентрация соляной кислоты колеблется от 6 до 24 %, а при более высоких значениях температуры в основном используют кислоту с более высокой концентрацией из-за того, что часть кислоты находится в недиссоциированном виде - скорость реакции этих кислот будет ниже, чем у менее концентрированных [17]. Используется применение вспененных кислот [18], достоинствами этого метода обработок являются: 1. Малое количество расхода закачивания жидкости в пласт, что, в свою очередь, уменьшается риск загрязнения ПЗП. 2. Большая вязкость пенокислоты, которая обеспечивает более глубокое проникновение кислоты в пласт. 3. Низкая плотность состава пенокислоты, которая способствует легкому осваиванию скважины. 4. Пенокислота более интенсивно вымывает загрязнения в ПЗП из-за того, что твердая фаза загрязнения хорошо выносится пеной. В качестве газовой фазы для пен применяется азот. Она образуется за счет смешивания азота и обработанной пенообразующим агентом кислоты. Объемное содержание в пене азота определяет ее качество, которое регулируется скоростями подачи газовой и жидкой фазы. Применение кислотных эмульсий [19]. Высоковязкими составами, повышающими охват воздействия по толщине пласта, являются эмульсии. Их проникающая способность может определять степень дисперсности, ограничивая область применения вследствие повышенной вязкости. В проектном институте ТатНИПИнефть был разработан состав нефтедистиллятной [20] гидрофобной эмульсии, которая получила широкое применение на локациях Западной Сибири, Удмуртии и Татарстана. Данная обратная эмульсия обладает следующими соотношениями: - углеводородная / водная фаза - 50/50; - углеводороды в дисперсной среде «нефть / дистиллят» - 50/50. Концентрация ПАВ - эмульгатора «ЭС - 2» - 1-1,5 %. Применение гелированных и загущенных кислот имеет предназначение для увеличения глубины проникновения растворов в низкопроницаемые пласты. При применении загущенных или гелированных кислотных систем отсутствуют промежуточные стадии закачки нейтрального геля, также загущение кислоты устраняет кислотную утечку в высокопроницаемые части пласта и трещины [21]. При использовании ксантанового полимера как загустителя сокращается и упрощается процесс очистки ПЗП [22], и это позволяет образовать устойчивые высоковязкие гели кислотных растворов для вариативных пластовых условий. Например, 15%-ный раствор соляной кислоты был хорошо загущен ксантановым полимером и сохранил свои свойства при увеличении температурного значения до 100 °С [23, 24]. Технологии кислотных обработок в терригенных коллекторах Наличие полевого шпата, глины, кварца и т.д. вызывает загрязнение пласта терригенного коллектора [25]. Для удаления этих загрязнений используют обработку грязевой кислотой, которая является смесью соляной и фтористоводородной кислоты, в различных концентрациях, не превышающих 12 %мас. для HCl и 3 %мас. для HF соответственно [26]. Образование многочисленных продуктов реакции при увеличении показателя рН (по мере расходования кислоты), которые могут выпадать как нерастворимые и малорастворимые осадки, и есть отличительная особенность плавиковой кислоты [13]. При образовании соляной и фтористоводородной смеси уровень рН выводится на необходимый интервал, не превышающий значения рН = 2 [23]. К лишнему расходованию средств и влиянию на общую стехиометрию приводят побочные реакции, которые происходят при контакте силикатов с плавиковой кислотой. Растворяющая способность может быть интерпретирована как способ выражения стехиометрии [27]. Данная способность - количество минерала, которое может быть растворено определенным количеством кислоты (масса/объем). Первоначально перед измерением растворяющей способности определяется гравиметрическая растворяющая способность, которая представляет собой массу минерала, растворяемую определенной массой кислоты, и рассчитывается по формуле (1) где b - гравиметрическая растворяющая способность кислоты; v - стехиометрические коэффициенты реакции взаимодействия минерала и кислоты; MW - молекулярные массы минерала и кислоты. (2) где Χ - объемная растворяющая способность; r - плотности минерала и кислоты; b - растворяющая способность для плавиковой кислоты [13]. Вызванные различными факторами побочные реакции, которые возникают в процессе кислотного воздействия [28, 29] на породу, имеют свойство обусловливать вторичное и третичное осадкообразование. К примеру, при первичной реакции, происходящей в области ПЗП, образуются алюминий и фторид кремния (3), при вторичных реакциях - взаимодействие гексафторкремниевой кислоты с породами, которые протекают медленнее первичной реакции. А третичные реакции, в свою очередь, являются реакцией минералов с фторидом алюминия (4), которые впоследствии образуются в комплексы алюминия и силикагель. Из-за быстрой скорости вторичных и третичных реакций при высокой пластовой температуре кислотные обработки терригенных пород могут завершиться отрицательно (рис. 1) [30, 31]. Н2SiF6 + минерал + Н+ → Si(ОН)4↓ + AlF3, (3) AlF3 + минерал → Si(ОН)4↓ + AlFn(ОН) 3-n, (4) где n < 3. Научно-исследовательские институты и компании, чтоб избежать осадкообразования при взаимодействии пород пласта с грязевой кислотой, разрабатывают множество кислотных композиций различных концентраций для получения наилучших результатов кислотной обработки терригенных коллекторов по мере их осаждения, проницаемости [33] и пористости. Замедлитель грязевой кислоты снижает скорость расхода кислоты в матрицу вокруг каналов во время их создания, обеспечивает более глубокое проникновение и расширение образующихся проточных каналов, увеличивает глубину проникновения кислоты за счет блокирования или замедления реакции кислоты [34]. Результаты и их обсуждение Применение кислотных обработок призабойной зоны пласта на нефтяном месторождении № 1. На месторождении № 1 проводились соляно-кислотные (СКО) и глинокислотные (ГКО) обработки [35]. Состояние проведения кислотных обработок на месторождении № 1 за отчетный период с 2007 по 2010 г. отражено в табл. 2. С 2007 по 2010 г. на месторождении № 1 было проведено 135 операции кислотной обработки на добывающем и нагнетательном фонде, из которых 85,9 % прошли успешно (рис. 2). На значительном количестве скважин ранее проводился гидроразрыв пласта и было осуществлено большое количество операций по соляно-кислотной и глинокислотной обработке. В добывающем фонде эффект от очистки призабойной зоны можно проследить в интервале от 2 до 13 месяцев, в свою очередь, на нагнетательных скважинах эффект может прослеживаться до 15 месяцев. Количество проведенных операций по очистке в добывающем фонде скважин и средние запускные приросты добычи в интервале с 2007 по 2009 г. указаны в табл. 3. Проведя анализ данных табл. 3, можно сделать вывод, что прирост добычи нефти на одну скважину уменьшился в 2009 г. по сравнению с 2008 г., причиной данного снижения является прирост операций по очистке призабойной зоны на низкодебитных скважинах. Сведения об эффективности от очистки призабойной зоны на некоторых скважинах приведены в табл. 4, 5. Из данных рис. 4 видно, что 5,7 раза составил прирост дебита жидкости, прирост дебита нефти - 3,6 раза и в 2,1 раза возросла обводненность, в свою очередь, падение забойного давления составило до 1,8 раза, и коэффициент продуктивности дал прирост в шесть раз. На месторождении № 2 кислотная обработка является одним из наиболее эффективных методов интенсификации притока нефти из-за того, что продуктивные пласты данного месторождения сложены слабопроницаемыми карбонатными породами, и трещины, которые отмечаются по всему разрезу, имеют незначительную раскрытость [36]. Оценена эффективность проведения соляно-кислотной обработки на скважине В, для которой применялся раствор объемом 6 м3, радиус зоны растворения составил 1 м, а радиус зоны продуктов реакции 3,4 м, концентрация кислоты в 12 % [37] (табл. 6). Катион А в количестве 0,01 % объема кислотного раствора был принят как ингибитор. Для понижения поверхностного натяжения был применен реагент ДС (детергент советский). Кроме того, что он является интенсификатором, он выступил также в роли ингибитора [38]. Его количество составило 0,06 м3, или 1 % объема раствора HCl. Проанализировав конечные данные по кислотному раствору объемом 6 м3, сделаны выводы, что пористость и проницаемость на скважине В увеличились после проведения соляно-кислотной обработки скважины: пористость после обработки дала прирост в 1,28 раза (с 11 до 14,06 %); коэффициент проницаемости увеличился в 2,34 раза (с 0,026 до 0,063 мкм2). Прирост дебита скважины составил 24,09, что на 8,19 м3/сут больше первоначального значения, и сам эффект обработки имеет длительный характер, что принесло добавочно 130,79 т нефти. Результаты расчета дебита при разных объемах кислотного раствора показаны в табл. 7. Анализируя данные табл. 7, приходим к выводу, что оптимальный объем кислотного раствора - 18 м3: при увеличении объема раствора происходит и возрастание радиуса зоны растворения и зоны продуктов реакции [39], а закачка в пласт более 18 м3 является нерентабельной и нецелесообразной. Сводные результаты соляно-кислотных обработок на других скважинах месторождения № 2 указаны в табл. 8. Проведя сводный анализ по данным табл. 8, по скважинам месторождения № 2 можно зафиксировать увеличение пористости, проницаемости и заметить прирост дебита нефти. Прирост дебита заметен на скважине № 1090, где абсолютный прирост составил 9,342 м3/сут. Использованный метод интенсификации [40] считается эффективным и рекомендован к применению на других скважинах данного месторождения, которые проходят критерии отбора для проведения соляно-кислотных обработок [41]. Сравнительная диаграмма, на которой изображена динамика прироста добычи нефти в результате соляно-кислотной обработки на скважинах месторождения № 2, приведена на рис. 5. Рис. 1. Схема прохождения первичной, вторичной и третичной реакции в ПЗП при глинокислотной обработке [32] Рис. 2. Успешность проведения кислотных обработок на месторождении № 1 с 2007 по 2010 г. Рис. 3. Количество операций очистки призабойной зоны на добывающих скважинах и средние запускные приросты добычи по годам Рис. 4. Основные параметры скважины А до и после операций очистки призабойной зоны Рис. 5. Динамика прироста дебита нефти в результате проведения соляно-кислотной обработки на скважинах месторождения № 2 Таблица 2 Успешность проведения КО на месторождении № 1 с 2007 по 2010 г. Параметр СКО на НФ СКО на ДФ ГКО на НФ ГКО на ДФ СКО+ГДО на НФ ГКО+ГДО на НФ СКО+ГДО на ДФ Неуспешные операции 3 5 2 3 2 3 1 Успешные операции 29 31 19 14 6 14 3 Доля успешности, % 91 86 90 82 75 82 75 Таблица 3 Количество операций очистки призабойной зоны на добывающих скважинах и средние запускные приросты добычи по годам Параметр Год 2007 2008 2009 Количество операций 13 21 23 Средний запускной прирост нефти, т/сут 2,1 5,7 4,5 Таблица 4 Параметры работы нагнетательной скважины до операций очистки призабойной зоны Дата обработки Месторождение Скв. Вид работ Qж, м3/сут Qн, м3/сут Обв, % Рзаб, атм Kпр, мД 22.05.2009 № 1 2034 СКО 14 4 67,2 51,0 0,11 22.05.2009 № 1 2036 СКО 14 4 65,0 100,0 0,10 14.06.2009 № 1 1223 СКО 7 5 21,0 56,0 0,05 Примечание: здесь и в табл. 5: Qж - прирост дебита жидкости; Qн - прирост дебита нефти; Обв - обводненность; Рзаб - давление забоя; Kпр - коэффициент продуктивности. Таблица 5 Параметры работы нагнетательной скважины после операций очистки призабойной зоны Дата Qж, м3/сут Qн, м3/сут Обв, % Рзаб, атм Kпр, мД 22.05.2009 14 4 67,2 51,0 0,11 22.05.2009 14 4 65,0 100,0 0,10 14.06.2009 7 5 21,0 56,0 0,05 Таблица 6 Исходные данные скважины В Параметр Значение Дебит нефти, м3/сут 15,9 Количество карбонатов, % 5 Количество глины в породе, % 4 Проницаемость, мкм2 0,026 Толщина пласта БС9, м 38 Приемистость скважины, м3/сут 100 Пластовое давление, МПа 23,0 Вязкость нефти, мПас 2,02 Глубина скважины, м 2564 Плотность породы, кг/м3 2100 Плотность скелета растворяющейся в СКР породы, кг/м3 2400 Внутренний диаметр скважины Dвн, м 0,146 Таблица 7 Параметры соляно-кислотной обработки скважины при разных объемах соляно-кислотного раствора Объем rз.р rпр.р Q Дополнительная добыча 6 м3 1 м 3,4 м 24,09 м3/сут 130,79 т 18 м3 1,8 м 6,9 м 26,57 м3/сут 170,31 т 34 м3 2,6 м 10 м 27,92 м3/сут 191,95 т Таблица 8 Результаты соляно-кислотной обработки на скважинах месторождения № 2 № скв Q0, м3/сут k0, мкм2 m0, % Vскр, м3 Рн, МПа K, мкм2 Аs Q, м3/сут ΔQ, м3/сут 651 15,9 0,026 11 6 8,89 0,063 1,51 24,090 8,190 670 11,8 0,024 10,9 6 8,85 0,059 1,48 17,464 5,664 675 14,1 0,03 11,3 6 8,82 0,064 1,52 21,432 7,332 980 12,5 0,024 9,8 6 8,78 0,061 1,57 19,625 7,125 995 9,7 0,019 9,7 6 8,77 0,063 1,6 15,520 5,820 1071 12,6 0,026 10,4 6 8,91 0,061 1,54 19,908 7,308 1090 17,3 0,022 10,1 6 8,93 0,059 1,55 26,642 9,342 1094 11,5 0,028 9,9 6 8,93 0,062 1,55 17,825 6,325 ∑ - - - - - - - 57,106 Заключение В данной работе был проведен анализ геолого-промысловых данных, текущего состояния разработки месторождений и процесса проведения кислотных обработок (рассмотрены: суть процесса кислотных обработок; различные виды кислот и химических реагентов, применяемые в кислотных составах; оборудование для проведения кислотных работ; технология проведения кислотных обработок скважин) на основании отечественного и зарубежного опыта, а также с учетом выбора технологических и технических параметров для конкретных условий. По составам пород, свойствам пластовых флюидов, характеристикам строения продуктивных пластов и другим пластовым условиям происходит выбор [42-47] метода воздействия на призабойную зону пласта. При проведении кислотной обработки необходимо рассматривать совместимость композиций породы и кислотных растворов и чувствительность этой породы к раствору. На данных месторождениях для получения эффективных процессов кислотной обработки, из-за того, что скважины имеют высокую обводненность, необходима модернизация технологии обработки кислотными растворами.

Об авторах

А. В Лосева

Автор, ответственный за переписку.
Email: Petrakov_DG@pers.spmi.ru

Д. Г Петраков

Email: Petrakov_DG@pers.spmi.ru

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 420

PDF (Russian) - 133

PDF (English) - 133

Ссылки

• Ссылки не определены.