CC BY
137
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНОГО ГИДРОРАЗРЫВА
ПЛАСТА (КГРП) Шугаев Н.Ф. Email: [email protected]
Шугаев Нурбол Фаткуллаевич - магистрант, факультет энергетики и нефтегазовой индустрии, Казахско-Британский технический университет, г. Алматы, Республика Казахстан
Аннотация: в процессе разработки месторождения могут проявиться факторы, снижающие фильтрационные характеристики пласта в призабойной зоне, уменьшая производительность скважин. Основной целью всех методов освоения и интенсификации притока является очистка призабойной зоны и перфорационных каналов от загрязнений, образовавшихся в процессе бурения, при добыче или капитальном ремонте, и восстановление первоначальной продуктивности пластов и скважин. Данная статья посвящена анализу интенсификации нефти кислотной обработкой в карбонатных породах, которые являются основными составляющимии подземных формации.
Ключевые слова: разработка, кислота, интенсификация, скин фактор, карбонатные породы, гидроразрыв.
ANALYSIS OF THE EFFECTIVENESS OF ACID FRACTURING
(ACID FRACTURING) Shugayev N.F.
Shugayev Nurbol Fatkullayevich - Undergraduate, FACULTY OF ENERGY AND OIL AND GAS INDUSTRY, KAZAKH-BRITISH TECHNICAL UNIVERSITY, ALMATY, REPUBLIC OF KAZAKHSTAN
Abstract: there are some factors in the process of field development, which reduce the filtration characteristics of the formation in the bottomhole zone, which lead to decreasing the productivity of the wells. The main goal of all methods of development and stimulation of the inflow is to clean the bottomhole zone and perforation channels from contamination formed during drilling, production, completion or completion and recover the original productivity of formations and wells. This article is devoted to the analysis of stimulation of oil in carbonate formations that exceeded part of Kazakhstan subsurface formations.
Keywords: production, acid, stimulation, skin damage, carbonate rocks, fracturing.
Введение
В процессе разработки месторождения могут проявиться факторы, снижающие фильтрационные характеристики пласта в призабойной зоне, уменьшая производительность скважин. Для того чтобы определить повреждение или ухудшение призабойной зоны, вы должны быть знакомы с основными причинами загрязнения, которые происходят в нефтяных скважинах. Повреждение нефтяной скважины обычно происходит во время бурения, цементирования, перфорации, гравийной набивки, добычи, ремонта скважин, химической обработки и закачки.
Основной целью всех методов освоения и интенсификации притока является очистка призабойной зоны и перфорационных каналов от загрязнения и восстановление естественной продуктивности пластов и скважин.
Пласты-коллекторы Тенгизского месторождения представлены известняками, на которые благоприятно воздействует соляная кислота. В связи с этим в проекте ОПР, выполненным НИПИмунайгаз, было рекомендовано освоение скважин с применением соляной кислоты, а также проведение КГРП при последующей эксплуатации скважин, если выявлена тенденция снижения их продуктивности.
На месторождении Тенгиз за рассматриваемый период 1988 - июнь 2006г. проводились два вида интенсификации притока: соляно-кислотная обработка и кислотный гидроразрыв пласта.
Анализ эффективности кислотного гидроразрыва пласта (КГРП)
Кислотный гидроразрыв продуктивных пластов является наиболее оптимальным методом освоения и повышения продуктивности скважин, который учитывает большую толщину продуктивного разреза, высокое давление и температуру пласта, высокое содержание растворенного в пластовой нефти сероводорода и другие специфические особенности. Сущность метода заключается в том, что при КГРП в пласте по напластованию образуется система глубокопроникающих трещин. Кислотный раствор, проникая в трещины и взаимодействуя с породой, в значительной степени улучшает их фильтрационные свойства; образуется шероховатая поверхность трещин, препятствующая смыканию их при последующем возрастании депрессии на пласт. В результате, многократно увеличивается поверхность фильтрации и уменьшается сопротивление призабойной зоны скважин.
Кислотный гидроразрыв особенно рекомендуется применять в коллекторах, сложенных из плотных средне- и малопроницаемых карбонатных пород с содержанием растворимых в кислоте компонентов не менее 70%. Месторождение Тенгиз представлено именно такими породами.
Результаты КГРП зависят от двух основных параметров - расстояния, на которое происходит разрыв и эффективной проводимости образовавшихся трещин. В свою очередь эти параметры определяются многими факторами, такими как объем, концентрация кислоты, скорость реакции, темп закачки, температура пласта, проницаемость, ширина и ориентация образовавшихся трещин, давление закрытия трещин и т.д. Затем в общей схеме обработки - пошаговое испытание скважины на приемистость с целью определения градиента давления гидроразрыва и выяснения возможности КГРП. Испытание заключается в закачке геля с постадийным изменением скорости и давления закачки. В результате испытания выбирают оптимальные давление разрыва пласта и скорости закачки для каждого этапа работ, мощность насосов и оборудования. Затем при давлениях выше давления гидроразрыва начинают процедуру кислотного разрыва, при этом ТШО использует технологию альтернативных фаз («Альфа»), предложенную фирмой «Halliburton». Сущность этого метода заключается в том, что при высоких давлениях закачивают попеременно тампонажные и кислотные фазы. В качестве тампонажного состава используются гелеобразующие агенты с линейными или поперечными связями, которые помогают контролировать потерю флюидов, замедляют скорость реакции и охлаждают пласт и оборудование.
Для непосредственного гидроразрыва пласта используют загущенные растворы соляной кислоты. Использование приема попеременной закачки вязких составов изменению уровня добычи нефти, а также на основании результатов гидродинамических исследований.
В октябре 1995 года был проведен кислотный гидроразрыв в скважине 21 на месторождении Тенгиз (обработанный интервал - 63м). Дебит до интенсификации притока -720 т/сут., после - 1039 т/сут., прирост добычи составил 319 т/сут. (44%).
В 1996 году интенсификации добычи методом КГРП подверглись 4 скважины (112, 113, 111, 320). Результаты исследований показывают, что в скважине 111 (^бр=99 м), проницаемость после КГРП увеличилась в 12 раз, гидропроводность - в 44 раза, скин-фактор снизился с 1,1 до 0,242, дебит скважины увеличился на 69 %.
В скважине 112 (^бр = 99 м) за 6 месяцев (декабрь 1995 г. - июнь 1996 г.) падение дебита нефти составило 170-200 т/сут. После стимуляции дебит увеличился на 205%. В скважине 113 (^бр =237 м) увеличение дебита составило 12%. В скважине 320 (^бр =272 м) кислотный гидроразрыв был проведен при освоении. По результатам исследований, проведенным до обработки были получены небольшие значения проницаемости (3.4^10-3чмкм2), гидропроводности (1.67 10-3 мкм2^м/мПа^с), а также высокий скин-фактор (36,2). В настоящее время скважина относится к высокодебитному фонду, с дебитом превышающим 1000 т/сут. Так как после обработки гидродинамические исследования в скважине не
проводились, и отсутствуют данные по дебиту скважины, однозначная оценка эффективности проведенной стимуляции затруднительна.
В 1997 году кислотный гидроразрыв пласта провели в 3 скважинах (72, 116, 40). В скважине 72 (Ь^ =257м) эффект от КГРП наблюдался незначительный: дебит на одном и том же режиме увеличился на 8%. В скважине 116 (Ь^ =32 м) дебит нефти увеличился более чем в 2 раза, соответственно отмечается повышение давления на устье с 16 МПа до 21 МПа ^шт=19м м). Максимальный эффект от проведения КГРП отмечается в скважине 40-расчетная продуктивность возросла в 39 раз.
В период 1998-июнь 2000 гг. КГРП провели в 8 скважинах (3, 11, 42, 43, 119, 419, 1101, 5050). Во всех скважинах, кроме 5050, получены положительные результаты. Эффективность от проведенных обработок по результатам гидродинамических исследований, возможно, оценить только в скважинах 11 и З (проницаемость возросла соответственно в 3,3 и 15 раз, скин-фактор улучшается в 1,3 - 1,4 раза, дебит-1,5-2 раза). Из-за отсутствия результатов гидродинамических исследований в скважинах 43, 419 и 1101 эффективность стимуляции оценена по повышению дебитов скважин (скважина 43 - в 2 раза, скважина 419 - в 1,5 раза, 1101 - в 2,5 раза). Добычные возможности скважин 42 и 119 после КГРП возросли в 3,5 и 2,2 соответственно. В скважине 5050 после проведения КГРП в двух интервалах (217 м и 27 м) эффекта не наблюдается.
Проведенный анализ результатов обработок методом КГРП показывает, что кислотный гидроразрыв особенно эффективно был проведен в скважинах с небольшими вскрытыми толщинами 29 м (скважина 1101) - 181 м (скважина 119). В скважинах с перфорированными толщинами 237 м (скважина 113) - 257 м (скважина 72) прирост дебита составил 12%-8%. Исключением является скважина 5050, где отмечались начальные (до обработки) низкие коллекторские свойства (пористость) обрабатываемых пластов (4987-5063 м).
На дату анализа скважины, в которых проводилась стимуляция притока, имеют достаточно высокую производительность, что характеризует метод кислотного гидроразрыва как метод интенсификации добычи с длительным периодом действия эффекта.
После этапа попеременной закачки кислоты и гелей скважину закрывают, позволяя давлению снизиться ниже давления закрытия трещин. Затем проводят кислотную обработку закрытых трещин, закачивая кислоту под давлением ниже давления закрытия трещин. На последнем этапе в качестве промывочной жидкости используют линейный гель или техническую воду.
Обработка призабойной зоны кислотными растворами
Определение необходимого количества реагентов и составление плана обработки призабойной зоны соляной кислотой для следующих условий: глубина скважины L = 5750 м; вскрытая толщина карбонатного коллектора И = 97 м; диаметр скважины по долоту D = 0,216 м; пластовое давление 82 МПа; пластовая температура 135О С; коэффициент проницаемости 0,2 • 10-12м2 , коэффициент продуктивности 50 м3/(сут^МПа); внутренний диаметр НКТ d = 0,075 м.
Первоначально обрабатывают хорошо проницаемый пористый карбонатный пласт 15 % раствором соляной кислоты из расчета 1 м3 раствора на 1 м толщины пласта. Плотность кислоты при 25°С р25 = 1134 кг/м3. В связи с близостью подошвенной воды нижние 10 м (И) продуктивного пласта не обрабатывали.
Необходимый объем раствора: Wp = 1 (97 - 10) = 87 м3
Для определения объема товарной кислоты обычно пользуются таблицами и пересчетными коэффициентами. Методику расчета можно упростить, учитывая, что плотность кислоты обусловлена ее концентрацией. При известной объемной доле кислоты ее Wk определяем по формуле
WK = Wp Хр (5,09 Хр + 999) / [ хк (5,09 хк +999) ], (1.1)
где хк, хр объемные доли товарной кислоты, кислотного раствора соответственно, %. При объемной доле товарной кислоты 27,5 % найдем ее объем
53
Wk = 87 • 15,0 (5,09 • 15,0 + 999)/[27,5 (5,09 • 27,5 + 999)] = 44,8 м3.
Если при перевозке и хранении кислоты ее концентрация изменилась, то, объем товарной кислоты рассчитывается по формуле
Wк = Wp5,09xp (5,09хр + 999)/[рк (рк - 999)], (1.2 )
где рк - плотность товарной кислоты при 150С.
Если плотность кислоты определена при другой температуре, то для ее пересчета необходимо воспользоваться следующей формулой:
р15 = рг + (2,67 • 10 -3 Р - 2,52) (г -15), (1.3 )
кг/м3.
где pt, pi5 - плотности кислотного раствора при температурах t и 15°С соответственно,
м3.
Находим плотность кислоты при 15°С
p15 = 1134+ (2,67 •ÎO-3 • 1134 - 2,52) (25 - 15) = 1139 кг/м3 Объем товарной кислоты
Wк = 87 • 5,09 • 15,0 (5,09 • 15,0 + 999)/[1139 (1139 - 999)] = 448 м3.
В качестве заменителя реакции и стабилизатора окисных соединений железа используем уксусную кислоту, объем которой определим по формуле
Wyк = Ь^ Wp/сyк = 3 • 87/80 = 3,3 м3, (1.4)
где Ьук, - норма добавки 100%-ной уксусной кислоты, Ьук = 3 %; сук - объемная доля товарной уксусной кислоты, равная 80 %.
В качестве ингибитора коррозии выбран реагент В-2, объем которого
Wи = Ь и W р /си =- 0,2 • 87/100 = 0,18 м3, (1.5)
где Ь и - выбранная объемная доля реагента в растворе, %; си - объемная доля товарного продукта (ингибитора).
Количество интенсификатора (принимаем Марвелан-К (О)
Wинт = Ь инт Wp/100 = 0,3 • 87/100 == 0,261 м3, (1.6)
где Ь инт - норма добавки интенсификатора, принятая равной 0,3 %. Желательно в первую половину раствора добавить 0 5 % - 42 л, во вторую 0,1 % - 9 л.
При использовании технической соляной кислоты в ней может содержаться до 0,4 % серной кислоты. Ее нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого определяют по формуле:
Gхб = 21, 3 Wp (ах р/х к - 0,02), (1.7)
где 21,3 - масса хлористого бария (кг), необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты; ахр/хк - объемная доля серной кислоты в приготовленном растворе; а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %; 0,02 - допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок, %.
При плотности хлористого бария 4000 кг/м3 объем его с учетом (1.7) определяют:
Wx6 = Gx6 /4000 = 21,3 • 87 (0,4 • 15,0/27,5 - 0,02)/4000 = 1,02 м3, (1.8)
Объем воды для приготовления кислотного раствора
WB = Wj, - WK - Wpear = 87,0 - 44,8 - 3,3 - 0,18 - 0,261- 1,02 = 34,44 м3, (1.9) Выводы.
Таким образом, согласно проведенному анализу можно сделать следующие выводы:
1. Наиболее эффективным в условиях месторождения Тенгиз методом освоения скважин и интенсификации притока является кислотный гидроразрыв пласта. На дату анализа КГРП проведен в 16 скважинах. Во всех скважинах, за исключением одной (скв. 5050), достигнуто увеличение дебитов в 1,08 - 3,47 раза.
2. Метод КГРП рекомендуется применять на месторождении и в дальнейшем, несмотря на высокую стоимость производства работ. Кроме того, наличие надежных антикоррозионных ингибиторов и добавок для замедления скорости протекания реакции дает возможность повышать концентрацию кислоты (15-28%) с целью повышения эффективности обработок.
3. Из 16 скважин, обработанных методом КГРП, полный анализ эффективности со сравнением коэффициентов продуктивности, проницаемости и скин-фактора до и после обработки, полученных по результатам гидродинамических исследований скважин (МУО, КВД), можно провести только по скважинам 3, 11 и 111. Однако, по нашему мнению, необходимо проведение гидродинамических исследований до и после стимуляции вызова притока в скважинах способствует языкообразному проникновению кислоты, в результате чего стенки трещин протравливаются неравномерно и, после снижения давления трещины полностью не смыкаются. В среднем в одной скважине при КГРП проводят 2-3 чередования альтернативных фаз. С целью повышения эффективности процесса гидроразрыва закачивали герметизирующие шарики.
Список литературы /References
1. Меликберов А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра, 1967.
2. Дальян И.Б. Особенности формирования Каратон-Тенгизского блока в связи с нефтегазоносностью. // Нефть и газ Казахстана, Алматы. «Гылым», 1997. № 2.
3. Васильев И.Н., Киреев С.Ю. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов, состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство, 2001. №4.
4. Ибатуллин P.P. и др. Методы дифференцированного анализа технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи // Труды научнопрактической конференции. Казань. Новое знание, 1998.
5. Ибатуллин Р.Р. и др. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения. М.: Недра, 2004.
