CC BY
28
УДК 622.280
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОГО ХИМИКО-ДЕПРЕССИОНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (КХДВ) НА ПЛАСТЫ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ ТЕРРИГЕННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
Куат Н.К.
Атырауский университет нефти и газа Досказиева Г.Ш.
к.т.н., профессор Атырауский университет нефти и газа
Kuat N.K.
- Atyrau University of Oil and Gas Doskaziyeva G.Sh
candidate of technical sciences, professor in Atyrau University of Oil and Gas
АННОТАЦИЯ
Представлено обоснование рациональных способов применения полимерных растворов, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и других химических реагентов для повышения нефтеотдачи и выполнен технологический расчет закачки их в пласт.
ANNOTATION
Substantiation of rational methods of application of polymer solutions, surfactants and other chemical reagents for enhanced oil recovery is presented, and the technological calculation of their formation injection is made.
Ключевые слова: поверхностно-активные вещества, призабойная зона пласта, асфальто-смолистые парафиновые отложения, терригенные коллекторы.
Key words: surface-active substances, bottom-hole formation zone, asphalt-resinous paraffin deposits, terrigenous reservoirs.
Учитывая многообразие форм состояния при-забойной зоны пласта (ПЗП) (чистая или загрязненная механическими примесями или асфальто-смо-листыми парафиновыми отложениями (АСПО), нефте - или водонасыщенная, заглинизированность коллектора и тип глины), часть поверхности поро-вого пространства может оказаться заблокированной и недоступной для глинокислоты. Следовательно, необходимо воздействовать на ПЗП последовательно химическими реагентами различного функционального назначения при обязательном принудительном извлечении продуктов реакции путем создания на пласт глубокой депрессии. В качестве таких химических реагентов в экспериментальных исследованиях использовали неорганические породоразрушающие кислоты и составы на их основе, органические растворители с различным гидрофильно-липофильным балансом, реагенты разглинизации на основе неорганических солей, гидрофобизаторы, ПАВ и деэмульгаторы.
По результатам экспериментальных исследований в работе [1] разработана технология с условным названием «комплексное химико-депрессион-ное воздействие»(КХДВ) для обработки ПЗП с низкопроницаемыми коллекторами. Технология реализуется путем чередующегося циклического воздействия, включающего последовательную закачку в продуктивный пласт реагента определенной функциональной назначенности, выдержку на реакцию и извлечение отработанного химического реагента при создании депрессии. В химических циклах в определенной последовательности используются следующие функциональные реагенты: кислотные составы различной реакционной способности с учетом темпрературного фактора, органические растворители разглинзатор и др.
Для повышения эффективности метода непосредственной технологии закачки композиций и составов следует предварительно провести комплекс подготовительных работ в каждой скважине. Этот комплекс должен включать обработку призабойной зоны и соляно- кислотной (термокислотоной) обработки, или оба процесса, или другой вид, например тепловое воздействие на перфорированный интервал скважины.
Таким образом, можно заключить, что технология глубокой обработки ПЗП с применением комплексного химического, температурного и де-прессионного воздействия позволяет существенно интенсифицировать выработку запасов при воздействии на элемент разработки.
Увеличение проницаемости низкопроницаемых пластов (НПК) осуществляется за счет преобразования структуры порового пространства с существенным увеличением его эффективной гидро-проводящей пористости. Предлагается сочетать химический способ воздействия с депрессией на пласт, поскольку другие способы не обеспечивают столь существенного изменения гидропроводности в ПЗП без нарушения целостности тела породы. Наибольшее распространение на практике получила кислотная обработка низкопроницаемых тер-ригенных коллекторов фторосодержащими кислотными составами на основе грязевой кислоты [3].
Одной из наиболее важных характеристик кислотных составов для обработки прискважинных зон пласта (ПЗП) является скорость реакции с породой. Для низкопроницаемого коллектора наиболее существенно, чтобы эта скорость была минимальной, особенно при повышенных температурах, так как в противном случае из-за большой удельной поверхности глины вся кислота расходуется в ПЗП.
Реакция химического взаимодействия жидкой и твердой фазы относится к гетерогенным процессам, а скорость ее зависит от поверхности контакта этих фаз. Поскольку состояние ПЗП может быть многообразным, и поэтому часть поверхности по-рового пространства может оказаться заблокированной и недоступной для глинокислоты. Связи с этим рекомендуется воздействовать на ПЗП последовательно химическими реагентами различного функционального назначения при обязательном принудительном извлечении продуктов реакции путем создании на пласт глубокой депрессии. В качестве химических реагентов можно использовать неорганические породоразрушающие кислоты и составы на их основе, органические растворы, ПАВ и деэмульгаторы.
Для правильного выбора состава реагентов, следует в первую очередь определить степень глинизации коллектора и влияние ее на величину проницаемости. В частности, установлено, что при кислотной обработке происходит разрыхление и перенос частиц кварца и глины, что закупоривает коллектор его же частицами. Взаимодействие кислотной композиции с глинистыми песчаниками носит сложный характер [3], требует проведения дополнительных исследований.
Рекомендуется провести комплекс подготовительных работ в скважинах и ПЗП при применении физико-химических методов. При этом технология закачки в скважины (осадко - гелеобразующих композиции (ГОК), большеобъемных гелевых систем (БГС), структурообразующие композиции и др) способствуют выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, перераспределению фильтрационных потоков, сокращению количества воды, подключению в разработку участков или зон с трудноизвелекаемыми запасами, стабилизации и добычи нефти.
Преимущественное воздействие кислотных составов на глину и минералы межзернового цемента является причиной низкой эффективности кислотных обработок в полимиктовом глинизированном песчанике. Такое воздействие приводит к разрыхлению и переносу частиц кварца и глины, что закупоривает коллектор его же частицами.
Важное значение в процессе кислотной обработке имеют низкое набухание глины и небольшое
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) #1 (58), 2019 межфазное натяжение на границе «углеводород -применяемый кислотный состав».
В Институте промысловой химии при РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина разработана кислотная композиция для терригенных коллекторов, обладающая замедленной реакцией, поскольку в результате реакции между компонентами происходит постепенное выделение фтористоводородной кислоты и органических солей-буферов. Последние, гидролизуясь, постепенно выделяют ионы водорода и постоянно поддерживает низкое значение рН до полной нейтрализации фтористоводородной кислоты, препятствуя выпадению осадков.
Рекомендуется использовать кислотную композицию «Химеко-ТК-2» (ТУ-025-0-17197708-01 выпускаемую в ЗАО Химеко-Ганг в виде концентрата [2] . При применении концентрат разбавляется в 6 раз (1:5) пресной водой. Эта композиция обладает невысоким межфазным натяжением на границе с керосином, равным 0.45 мН/м, что значительно ниже, чем у грязевой кислоты с добавкой ПАВ, а также низкой коррозионной активностью.
Эффективность состава для терригенного коллектора зависит от скорости растворения кварца. При этом скорость растворения глины должна быть минимальной. Грязевая кислота хорошо растворяет и кварц и глины, что может привести к выносу песка, а некоторых условиях к образованию большого количества гелеобразных осадков. Состав «Химеко ТК-2» имеет невысокую, но незатухающую скорость растворения кварца и минимальную скорость растворения глины. Это необходимо для обработки глинизированного песчаника низкой проницаемости.
На основе фильтрационных экспериментов утверждается [3], что составы на основе грязевой кислоты с содержанием НС1 от 3 до 14% и НБ от 0.5 до 3 % ухудшают проницаемость образца керна из пласта- глинизированного песчаника проницаемостью менее 0.02-0.04 мкм2, поскольку рабочая жидкость вступая в реакцию с глинистой составляющей коллектора, разрушает межзерновые связи, в результате чего поры плата забиваются продуктами разрушения. В таблице 1, представлены результаты этих экспериментов.
Таблица 1
Состав жидкости воздействия Количество компонентов Проницаемость образца мкм2
До воздействия После воздействия
НС1 НБ Неонол 12 3 0.5 0.0146 0.0093
НС1 НБ ОЭДФ 3 0.5 1 0.0139 0.0092
Закачиваемый 3% ный НБ ОЭДФ Продавка 6%- ной НС1 3 0.5 1 0.0226 0.0125
НС1 НБ 14 3 0.0071 0.0044
Закачиваемый 3% ный Раствор N^1 «Химеко ТК-2» Продавка 3%- ным Раствором КН4С1 Разбавление в воде 1:5 0.0087 0.0195
Закачиваемый 3% ный раствор КН4С1 «Химеко ТК-2» Продавка 3%- ным раствором КН4С1 Разбавление в воде 1:5 0.0021 0.0047
Как видно из табличных данных применение предлагаемого кислотного состава для обработки керна в зависимости от начального значения проницаемости коллектора и других параметров пласта может увеличить проницаемость более два раза.
Скважины обрабатываются по технологической схеме, составленной на базе имеющегося стандартного оборудования нефтяного ряда, применяемого при обычных кислотных обработках
Рабочие растворы в скважину подаются в следующей последовательности:
Сначала закачивается кислотный раствор, затем буферный раствор или органическая жидкость (нефть, дизельное топливо и др.). Объем кислотного раствора на одну обработку составляет 1-1.5м3/м перфорированной толщины пласта, а буферного раствора- 0.5-1 м3. Выдержка на реакцию раствора в пласт должна составлять до 8 часов и после этого удаляются продукты реакции.
По результатам обработки пластов раствором кислотной композиции «Химеко ТК-2» успешность по всем проведенным обработкам составляет 80 %. В то же время при обработке этих пластов грязевой кислотой успешность не превышает 40 %.
Пример сравнительного расчета величины необходимого давления закачки для подачи полимерного состава (ПАА), поверхностно - активного вещества ПАВ и алкилированной серной кислоты( АСК) в пласт.
Расчет проводился для различных значениях вязкости пластовой жидкости при следующих исходных данных:
Коэффициент продуктивности К, (кГ/с.Па) 2.10-7
Пластовое давление рт , МПа---------------30
Темп закачки М, кг/с............................5
Диаметр обсадной колонны Вобс, м-----0.168
Диаметр НКТ В , м------------------------0.075
Диаметр нагнетательного трубопровода , м -075
Длина нагнетателного трубопровода Ьтр , м 5000
Отметка устья скважины г , м-----------100
Отметка агрегата гагр , м--------------------120
Давление всасывающей жидкости р , мПа 0.35 Коэффициент шероховатости труб кш мкм 50 Коэффициент шероховатости труб кш мкм 50
Средняя вязкость закачиваемой среды ^р мПа.с :
Раствора ПАА------------------------------------ 7.5
Раствора ПАВ.....................................1.5
АСК------------------------------------------------ 20
Средняя плотность закачиваемой среды р, кГ/м3 :
Раствора ПАА -................................1040
Раствора ПАВ.................................1040
АСК..............................................1660
Результаты расчетов при различных вязкостях пластовой жидкости представлены в таблице 2.
¡ипл = 1.0 мПа.с
Растворы ПАВ ПАА АСК
M кГ/c 1 3 5 1 3 5 1 3 5
pзаб 30.7 32.25 33.75 33.75 41.25 48.75 40 60 80
pnкт 30.75 32.25 33.75 33.75 42.25 48.70 40 60 80
pуст 10.36 12 13.7 13.37 21.03 28.8 7.45 27.6 47.8
Р наг 10.16 11.8 13.6 13.17 20.87 26.7 7.13 27.3 47.5
¡пл = 2.0 мПа.с
Растворы ПАВ ПАА АСК
M кГ/c 1 3 5 1 3 5 1 3 5
pзаб 30.3 31.1 31.8 31.8 35.4 39.4 35 45 55
pнкт 30.3 31.1 31.8 31.8 35.4 39.4 35 45 55
pуст 10 10.86 11.8 11.5 15.41 19.4 24.5 12.5 23
pнаг 9.76 10.7 11.7 11.3 15.25 19.38 21.3 12.3 22.5
Из анализа табличных данных следует, что для рассматриваемых темпов подачи наименьшее давление закачки имеют растворы поверхностно- активных веществ. С ростом темпа подачи увеличение величины необходимого давления для ПАВ и ПАА незначительное, заметный рост наблюдается для АСК. Имеет место аномалия: при некоторых значениях скорости подачи, вязкости пластовой жидкости и нагнетание АСК может быт реализовано при низких давлениях закачки как это видно из таблицы: pнaг =7.13 МПа при М=1 кГ/с, ^пп = 1.0мПа.с и Pнaг =12.3 при, М=3 кГ^
= 2.0 мПа.с
Список использованных источников
1.Казакова Л.В., Южанинов П.М. Технология повышения нефтеотдачи пластов с использованием потокоотклоняющих химреагентов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №8, 2002 с.79-80
2.Магадова Л.А. Силин М.А.и др. Кислотная композиция «Химеко ТК - 2» для низкопроницаемых терригенных коллекторов // Нефтяное хозяйство, №5, 2003. С.80-81.
3.Ибрагимов Г.З.,Фазлутдинов К.С.,Хисамут-динов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: «НЕДРА» 1991.
УДК 622.278
ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОКИСЛОТНОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА (ГКРП) ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ
Тулегенова Г. М.
-Атырауский университет нефти и газа Досказиева Г.Ш
.-к.т.н., профессор Атырауский университет нефти и газа
Tulegenova G.M
.-Atyrau University of Oil and Gas Doskaziyeva G.Sh
.-candidate of technical sciences, professor in Atyrau University of Oil and Gas
DOI: 10.31618/ESU.2413-9335.2019.1.58.40-44
АННОТАЦИЯ.
В работе с целью оценки эффективности метода гидрокислотного разрыва пласта, производится теоретический расчет дебита скважины после проведения ГКРП и сравниваются расчетные данные с результатами, полученными при кислотной обработке призабойной зоны пласта и гидроразрыва пласта по отдельности.
ANNOTATION
In order to evaluate the effectiveness of the Hydroacid Reservoir method, a theoretical calculation of well production is performed after the Hydroacid Reservoir and the calculated data is compared with the results obtained during acid treatment of the bottomhole formation zone and the Hydro Reservoir Rupture.
Ключевые слова: гидроразрыв пласта, гидрокислотный разрыв пласта, призабойная зона пласта, коэффициент извлечения нефти
Key words: hydraulic fracturing, hydraulic acid fracturing, bottomhole formation zone, oil recovery factor
Применение ГРП как элементы разработки, отбора извлекаемых запасов, повышения нефтеот-т.е. создание гидродинамической системы скважин дачи за счет вовлечения в активную разработку сла-с трещинами гидроразрыва, дает увеличение темпа бодренируемых зон и пропластков и увеличения
