CC BY
86
Отобранные из испытуемого объекта гидропескоструйным или гидромониторным методами образцы породы (в виде шлама) в полевых и лабораторных условиях исследуют на содержание нефти, определяют минералогический состав и пористость, устанавливают степень загрязненности по методике ВНИИ [3.с.6].
Затем по методике, разработанной на основе экспериментальных и аналитических исследований Н.П. Лебе-динца и других, оценивают фильтрационные сопротивления в системе пласт-скважина и тип дренируемого коллектора. Далее оцениваются фильтрационные параметры пласта и совершенство заканчивания скважин по методике, основанной на теоретических разработках Ю.П. Желтова, В.Н. Щелкачева и др. По ней производится анализ гидродинамических показателей, полученных по начальному и конечному участкам кривой восстановления давления с целью получения необходимых диагностиче-
ских признаков, характеризующих скважину и дренируемую ею зону пласта, по которым определяется целесообразность обработок, глубина воздействия по простиранию пласта, способ и технология воздействия.
Список использованных источников
1. А.с. №1099047 АС СССР, МКИ Е 21 В 33/12, 1983. Гидромеханический пакер/ В.Л. Абакумов, Г.С. Грошихин - Заявлено 11.06.85; Опубл. 23.10.87
2. Васильев И.Н., Киреев С.Ю. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов, состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. 2001.-№4.- с. 38- 41;
3. Ибатуллин P.P. и др. Методы дифференцированного анализа технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи // Труды научно-практической конференции. - Казань.: Новое знание, 1998.
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРИТОКА НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ КИСЛОТНЫХ
ОБРАБОТОК
Оразов Саят Саянович
магистрант, Рахимов Абельшаек Абельхаликович
Канд.техн.наук, доцент,Западно-Казахстанский аграрно-техническийуниверситет им. Жангир хана, г.Уральск
Практика эксплуатации скважин свидетельствует о наличии тенденции постоянного ухудшения технологических показателей разработки нефтяных месторождений и коллекторских свойств пород в призабойной зоне скважины. Снижение производительности пластов-коллекторов происходит как в процессе первичного и вторичного вскрытия, так и в процессе эксплуатации нефтяных скважин [1, с. 27].
В результате гидродинамических исследований призабойной зоны на пятидесяти скважинах Тенгизского месторождения, выявилось несколько механизмов повреждений, которые снижают добычу нефти.
Вот характерные повреждения.
1.В добывающих скважинах распространено образование отложений на внутренних стенках насосно-ком-прессорных труб и в перфорационных отверстиях. Отложения в основном состоят из сульфида железа и образуются из-за поступления фазы свободной воды во время добычи, высокого содержания сероводорода и недостаточного контроля коррозии во время проведения предыдущих соляно-кислотных обработок (СКО).
2.Частичное закупоривание обломками породы и раствором на нефтяной основе во время проведения буровых работ и капитальных ремонтов скважин (КРС). Раствор на нефтяной основе с высоким содержанием твердых частиц (включая наполнитель для борьбы с поглощением) приводит к созданию большого положительного скин-эффекта.
3.Плохая гидродинамическая связь с коллектором в бортовых/крыльевых скважинах, в которых отсутствует значительная система трещин.
4.Недостаточное вскрытие перфораций при перфорировании двух колонн обсадных труб.
Все указанные недостатки приводят к необходимости проведения мероприятий по увеличению притока нефти, а именно проведение соляно-кислотной обработки (СКО) призабойной зоны скважин для данных месторождений
карбонатных пород под давлением ниже давления гидроразрыва (соляно-кислотная обработка) и выше давления гидроразрыва (кислотный гидроразрыв пласта) с использованием современных технических средств и передовых технологий. Кислотная обработка применяется в песчаниках для очистки порового пространства, в известняках -как для очистки порового пространства, так и для создания новых и увеличения размеров имеющихся каналов.
Призабойная зона пласта (ПЗП) - это часть нефтяного коллектора в непосредственной близости от простреленной зоны пласта, где в процессе добычи происходит наибольшее изменение давления. Эта зона наиболее всего подвержена процессам засорения коллектора и в значительной степени определяет дебит скважины в процессе добычи (скин- эффект). Естественные коллекторские свойства пласта характеризуются нулевым скин, при загрязнении по различным причинам ПЗП скин имеет положительное значение, после проведения специальных работ (СКО, ГРП и т.п.) скин может достичь отрицательных значений. Обработка (стимуляция) призабойной зоны пласта- это комплекс мероприятий, необходимый для восстановления или улучшения коллекторских свойств ПЗП в радиусе 0.5 - 2.0м.
Для увеличения производительности добывающих скважин существуют методы, которые можно применять как при вскрытии нефтегазоносного пласта (за счет совершенствования первичного и вторичного вскрытия), так и в процессе эксплуатации месторождения. Наиболее распространенными методами интенсификации добычи нефти и газа являются: кислотные обработки, гидравлический разрыв пласта, торпедирование скважин, гидропескоструйная перфорация и паротепловая обработка приза-бойной зоны [2, с. 122].
Кислотная обработка забоев скважин в основном проводится для увеличения дебитов скважин, очистки поверхности ствола скважины от глинистой и цементной корки, от засоряющих фильтрационную поверхность про-
дуктов коррозии, от осадков солей, а также для уменьшения плотности пробок на забое с целью облегчения их удаления; освоения и увеличения приемистости нагнетательных скважин.
Наиболее часто для кислотной обработки используется соляная кислота, так как она недорога и не оставляет нерастворимых продуктов реакции. Соляная кислота содержит около 32% по массе газообразного хлористого водорода..
Очистка забоя - включает в себя химическую очистку и промывку, в обоих случаях жидкость закачивается в ствол скважины, но не в пласт. Контроль песка служит при неукрепленных пластах и контролирует добычу чрезмерных количеств песка, контроль воды - служит для исключения чрезмерной добычи воды, т.е.обводнености нефти.
Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Реагенты, применяемые для приготовления кислотных растворов: товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 31, 27, 24 % концентрации, плавиковая кислота (HF) 40 % концентрации, плотностью 1,15г/см3, бифторид фторид аммония (БФА) (NH4F*HF+NH4F), его кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25%, плотность реагента 1,27 г/см3, поверхностно-активные вещества (ПАВ), обычно используются дисолван, сульфо-нол, превоцелл, прогалит. Сульфонол поставляется в двойных крафт-мешках, а остальные ПАВ перевозятся и хранятся в стальных бочках. Жидкие ПАВ (дисолван, превоцелл) растворены в этиловом спирте, поэтому являются токсичными легковоспламеняющимися веществами, уксусная кислота (CH3-COOH).
Для приготовления рабочих растворов при СКО используются: кислота уксусная синтетическая; кислота лесохимическая техническая очищенная(ГОСТ 6968-76), плотностью 1,049г/см3, бензолсульфокислота (БСК) (СбНб=80зН), с 92 % содержанием активной монобензол-сульфокислоты. Плотность реагента - 1,3 г/см3.
Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и растворяют загрязняющие их соли, илистые частицы и пр. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10^15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25^28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки.
Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции закачки кислотного раствора в ствол скважины, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания кислоты в ПЗП проводят вымывание продуктов реакции за критическую зону пласта.
Соляно - кислотная обработка основана на способности соляной кислоты вступать в химическое воздействие с карбонатными породами и растворять их. В результате обработки соляной кислотой в нефтеносной породе расширяются и углубляются ранее имеющееся трещины и каналы, что способствует лучшему притоку нефти.
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 СКО при последующей эксплуатации скважин, если выявлена тенденция снижения их продуктивности.
На месторождении Тенгиз проводились два вида интенсификации притока: соляно-кислотная обработка и кислотный гидроразрыв пласта.
Технология метода предусматривает испытание скважины на приемистость перед началом соляно - кислотной обработки (СКО). В НКТ закачивали на поглощение 10-15 м нефти с добавкой ингибитора коррозии НИИФОХ-З, содержание которого по объему в нефти составило 10%. Затем при начальном давлении на устье 3952.9 МПа и конечном 24- 51 МПа закачивали в среднем 50 м кислотной композиции. Наиболее часто использовалась следующая композиция:
1.12- 24% соляная кислота
2. Метанол
3. Ингибитор коррозии НИИФОХ-3 67% 30% 3% На последнем этапе кислотный раствор продавливали 10% ингибированной нефтью (10-15 м), после чего скважину оставляли для реакции на 3-24 часов. После этого проводили очистку скважины путем отработки в амбар. Если обработка давала положительный результат, но дебит нефти сохранялся непродолжительное время, проводили повторные обработки.
Всего на месторождении проведено СКО в 24 скважинах (36 скважин-операций). Работы для каждой скважины проводились по индивидуальной программе оптимизации притока.
В результате проведенных работ положительный эффект получен в 21 скважинах (всего 33 скважино-опе-раций) в виде увеличения дебитов нефти в 1.1 (скв. 104) -2.04 раза (скв. 113). По данным исследований коэффициенты продуктивности увеличились в 1.7 - 3 раза. По отдельным скважинам наблюдалось постепенное снижение дебитов, в связи с чем, в них СКО проводилась повторно. При этом дебиты скважин увеличились до уровня деби-тов, полученных после проведения первых СКО (скважины 6, 12, 16, 26, 419). По 3 скважинам (скв.3 с интервалом перфорации 4600-4798 м; скв. 12 с интервалом перфорации 4889- 4914 м и скв.25 с интервалом перфорации 4152-4197 м) эффект не получен из-за низкой естественной продуктивности пластов. Выводы:
- кислотная обработка применяется в песчаниках для очистки порового пространства, в известняках - как для очистки порового пространства, так и для создания новых и увеличения размеров имеющихся каналов;
- пласты-коллекторы Тенгизского месторождения представлены известняками, на которые благоприятно воздействует соляная кислота, в связи с этим в проекте ОПР было рекомендовано освоение скважин с применением соляной кислоты;
- в результате проведенных СКО положительный эффект получен в 21 скважинах, продуктивности которых увеличились в 1.7 ... 3 раза.
Список литературы
1. Ибатуллин Р.Р. и др. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения. М.: Недра, 2004 - 345 с.
2. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000 - 276 с.
