CC BY
78GEOLOGICAL AND MINERALOGICAL SCIENCES
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ МЕТОДОМ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Петрова Л.В.
Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, Доцент кафедры разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений,
Кандидат геолого-минералогических наук Султанбекова Э.А.
Филиал ФГБОУ ВО УГНТУ в г. Октябрьском, магистрант
INTENSIFICATION OF OIL PRODUCTION BY THE METHOD OF HYDROXYLOGENIC PROCESSING AT THE LATE STAGE OF OPERATION OF OIL DEPOSIT
Petrova L.
FSBEI НЕ Ufa State Petroleum Technological University, Branch of the City of Oktyabrsky, Russian Federation, docent
Sultanbekova E.
FSBEI НЕ Ufa State Petroleum Technological University, Branch of the City of Oktyabrsky, Russian Federation, student gr. MGR12-19-11
Аннотация
Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для их проведения. Установлено, что эффективность мероприятий по рассматриваемой технологии достаточно высока.
Abstract
Acid treatments of wells, which form the basis of chemical methods, are most widely used due to their comparative simplicity, low cost, availability of reagents, and frequently encountered favorable conditions for their implementation. It was established that the effectiveness of measures for the technology under consideration is quite high.
Ключевые слова: кислотная обработка, добыча нефти, нефтяное месторождение, промысловые данные, продуктивные пласты.
Keywords: acid treatment, oil production, oil field, production data, reservoirs.
Introduction
Современное состояние топливно-энергетического комплекса можно охарактеризовать истощением легко извлекаемых нефтяных ресурсов и ростом обводненности. На место истощенных высокопродуктивных месторождений приходит трудно извлекаемые запасы с незначительной величиной дебита. Из этого следует, что повышение нефтеотдачи и разрабатывание залежей с низкими фильтра-ционно-емкостными свойствами - острейший вопрос энергообеспечения.
В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы приза-бойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на при-забойную зону пласта является солянокислотная обработка.
Кислотные обработки скважин, составляющие основу химических методов, нашли наиболее широкое применение вследствие своей сравнительной доступности реагентов и эффективности за счет дополнительной рентабельности добычи нефти.
Materials and methods
Различают несколько видов обработки скважин соляной кислотой: кислотные ванны, простые
кислотные обработки, обработки под давлением, кислотные обработки через гидромониторные насадки, пенокислотные обработки, газокислотные и другие. На промыслах наиболее широко применяются первые три.
Кислотные ванны - наиболее простые кислотные обработки и предназначены для очистки стенок скважины и забоя от остатков цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, смолистых веществ, парафина.
Технология осуществляется с использованием стандартного оборудования устья скважины и технических средств, применяемых при технологических операциях при капитальном ремонте скважин.
Применяемое оборудование включает:
- насосный агрегат типа Азинмаш-30А (1 ед.);
- кислотовоз (1 ед.);
- автоцистерна (1-2 ед.);
- технологическая емкость (1 ед.).
Принципиальная схема обвязки скважины при
обработке призабойной зоны пласта кислотными составами приведена на рисунке 1.
Расстановка и обвязка технологического оборудования на скважине производится с соблюдением правил техники безопасности (рисунок 1).
Рисунок 1. Принципиальная схема обвязки скважины при солянокислотной обработке
призабойной зоны пласта 1 - устьевая арматура; 2 - манометр; 3 - НКТ; 4 - межтрубное пространство; 5 - призабойная зона пласта; 6, 7 - насосные агрегаты; 8 - емкость с кислотным раствором; 9 - емкость с продавочной жидкостью; 10 - устьевая задвижка; 11 - задвижка межтрубного пространства.
Проведение кислотных обработок в обводненных скважинах, как правило, способствует еще большему увеличению обводненности продукции. Это связано с тем, что обводнившиеся участки пласта в большей мере подвергаются воздействию кислоты в силу повышенной фазовой проницаемости этих участков для раствора кислоты, основная часть которого состоит из воды. Кроме того, стенки пор и каналов этих участков практически отмыты от экранирующей их нефти, смол и асфальтенов. Все это приводит к более интенсивному увеличению проницаемости обводненных интервалов пласта по сравнению с нефтенасыщенными и, как следствие, к росту обводненности продукции скважин. В этой связи, при повышенной текущей обводненности необходимо проводить исследования по выявлению происхождения добываемой воды и местонахождения обводненных интервалов, что позволит исключить обводненный участок пласта от воздействия кислотным раствором, применив при этом поинтервальную или направленную обработку.
Не рекомендуется допускать повышенных давлений продавки кислотного раствора в пласт и высоких скоростей закачки при обработке продуктивных пластов, расположенных в непосредственной близости от ВНК или ГНК. Такие же условия должны соблюдаться при наличии подошвенных вод и слабых перемычках, разобщающих пласты с существенно различными проницаемостями. В этих условиях должна быть применена технология ОПЗ, исключающая возможность образования каналов, сообщающихся с водоносными или газовыми пластами. Примером такой технологии может служить технология увеличения диаметра ствола скважины путём растворения пород в призабойной зоне, осуществляемая без создания избыточного давления на пласт.
В дальнейшем, при подборе скважин-кандидатов под СКО необходимо учитывать основные причины недостижения эффектов. Производить СКО важно только в скважинах на участках с полностью
сформированной системой ППД, так как зачастую выполняются обработки на скважинах с пониженной компенсацией отборов жидкости закачкой и сниженным пластовым давлением.
Важную роль играет проведение освоения после ОПЗ методом свабирования, которое производится с целью выноса механических примесей из пласта и предотвращения тем самым кольматации порового пространства нефтяного коллектора вторичным выпадением осадков при реагировании кислоты с карбонатной и глинистой составляющей породы (в особенности в скважинах с низкими ФЕС).
В соляной кислоте, предназначенной для освоения и повышения производительности скважин в карбонатных коллекторах, должны отсутствовать или содержаться в допустимых количествах примеси соединений железа, мышьяка и фтористого водорода, так как после нейтрализации карбонатами кислотных растворов соляной кислоты до рН = 3 хлорное железо ^еС13) гидролизуется и выпадает в объёмный коллоидный осадок в порах и трещинах обрабатываемого пласта в виде гидроокиси железа Fe(OH)3. Поэтому содержание железа в кислоте не выше 0,03%.
Для предупреждения выпадения гидроокиси железа в осадок в рабочий раствор добавляют 2 - 3 % уксусной кислоты, которая с железом образует растворимое комплексное соединение.
Чтобы из соляно-кислотного раствора гидраты окиси железа не выпадали в осадок, в раствор добавляют так называемые стабилизаторы, качестве которых обычно применяют уксусную кислоту.
Рассмотрим проведение соляно-кислотной обработки в скважине для условий Сергеевского месторождения с глубиной 1800 м и со вскрытой толщиной терригенного коллектора 13 м.
Для заданных условий принимаем концентрацию кислоты 8%.
Объем кислотного состава, необходимого для проведения обработки для добывающих скважин,
определяется из расчета 0,8 - 1,2 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта:
пласта до ее нейтрализации при солянокислотной обработке может быть определен по формуле
W20=h-(0,8-1,2)
Общий объем соляной кислоты составит 1,2 м 13 = 15,6 м3.
Количество концентрированной товарной соляной кислоты для 8%-ного соляно-кислотного раствора может быть так же найдено по формуле
_ \Угохр(5.09хр+999) к [х^ (5.0 9x^+999)]
Wk = 15,6 • 8 • (5,09 • 8 + 999) / [27,5 • (5,09 • 27,5 + + 999)] = 4,14 м3 принимаем Wk = = 4,2 м3.
В качестве ингибитора принимаем уникол У-2. необходимое количество уникола определяется по формуле
Q =
74-VWp А — х„
Против выпадения на солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту в количестве
Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты добавляем к соляной кислоте плавиковую кислоту в количестве
Против выпадения гипса добавляем к соляной кислоте хлористый барий в количестве]
Qxx = 21,3 • Wp • ( a • xp / xk - 0.02)
Количество воды для приготовления принятого объема соляно-кислотного раствора
V = Wp - Wk - ^
^ = 224,16 + 292,5 + 260 +3 +156= 935,66 л « 0,94 м3 - суммарный объем всех добавок к соляно-кислотному раствору.
Следовательно
V = 15,6 -4,2 - 0,94 = 10,46 м3
При отсутствии положительных результатов, особенно в условиях высокой пластовой температуры, обработку следует проводить нетфтекислот-ной эмульсией, при которой время нейтрализации кислоты и радиус обработки значительно увеличиваются. Радиус проникновения кислоты вглубь
Для расчета технологического эффекта работ (объема дополнительно добытой нефти) по проектной скважине сначала определяются дебиты нефти до (Xq1) и после (Xq2) воздействия на других скважинах. После чего рассчитывается процент изменения дебита нефти.
Процент изменения дебита нефти К определяется по формуле:
123 27
K =-• 100 -100 = 113,2%
57,82
Из приведенных ранее анализов геолого-технических мероприятий видно, что дополнительная добыча нефти от проведения ОПЗ кислотным составом за год на месторождении составила примерно 140 тыс. т, успешность проведения ОПЗ составила 82%.
Results
Продуктивные пласты, слагающие геологический разрез Сергеевского месторождения имеют низкую проницаемость и высокую неоднородность. Существенная проблема, возникающая при разработке коллекторов такого типа - малая величина дебитов скважин по жидкости. Это приводит к необходимости применения подземного оборудования с низкой производительностью, периодических остановок скважин для накопления жидкости, что в конечном итоге приводит к скорому износу оборудования, большим затратам, и низким темпам разработки. Поэтому необходимо применение методов интенсификации добычи.
Обработка призабойной зоны кислотными составами является одним из эффективных методов интенсификации добычи нефти на Сергеевском месторождении.
Выполнив многофункциональный анализ промысловых данных по применению солянокислот-ной обработки на объектах нефтяного месторождения на поздней стадии разработки, можно сделать вывод, что эффективность мероприятия по рассматриваемой технологии достаточно высока. Удельная дополнительная добыча нефти после обработки будет составлять около 400 т нефти.
Список литературы
1 Альмухаметова, Э.М. Эксплуатация скважин в осложненных условиях: учебное пособие / Э.М. Альмухаметова, Н.Х. Габдрахманов, А.Х. Габзали-лова. - Уфа: РИЦ УГНТУ, 2015. - 116 с.
2. Гуторов, А.Ю. Механизм и условия образования асфальтосмолопарафиновых отложений в
условиях завершающей стадии разработки нефтяных месторождений / А.Ю. Гуторов, Л.В. Петрова // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 2. - С. 2327.
3 Мухаметшин, В.В. О необходимости и создании единого комплексного метода геолого-промыслового анализа и обобщения эффективности воздействия на призабойную зону пласта / В.В. Муха-метшин // Нефтяное хозяйство.2017. № 4. С. 80-84.
4. Типовые технологические процессы в теории разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / А. Ю. Гуторов, Л. В. Петрова. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014. - 78 с.
5. Modeling development of Fyodorovsky deposit Almukhametova, E.M. Shamsutdinova, G.F., Sadvakasov, A.A., Tyncherov, K.T., Petrova, L.V., Stepanova, R.R. Volume 327, Issue 4, 12 April 2018, Номер статьи 04210011th International Conference on Mechanical Engineering, Automation and Control Systems, MEACS 2017; Tomsk; Russian Federation; 4 December 2017 до 6 December 2017; Код 135857
6. Гареев, Л.Р. Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин [Текст] / Л.Р. Гареев, Л.В. Петрова // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2016: сборник
научных трудов международной научно-технической конференции в 2-х т. / ред. кол. В.Ш. Мухаметшин [и др.]. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. - Т. 1. - С. 300-306.
7. Шакурова, А.Ф. К вопросу о возможности прогноза продуктивности добывающих скважин при изменении приемистости близлежащих нагнетательных после проведения СКО [Текст] / А.Ф. Шакурова // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 2. - С.16-19.
8. Зейгман, Ю.В. Геолого-статистическое моделирование эффективности соляно-кислотного воздействия (СКВ) [Текст] / Ю.В. Зейгман, В.В. Мухаметшин // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сборник научных трудов в 4-х т. (Октябрьский, 17-28 апреля 2006 г.) / ред. кол. В.Ш. Мухаметшин [и др.]. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. -Т. 1. - С. 136-141.
9. Мухаметшин, В.В. Экспресс-метод обоснования повышения успешности проведения со-ляно-кислотных обработок (СКО) [Текст] / В.В. Мухаметшин // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2011: сборник научных трудов в 2-х т. (Октябрьский, 2 декабря 2011 г.) / ред. кол. В.Ш. Мухаметшин [и др.]. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. -Т. 1. - С. 144-149.
