CC BY
76
УДК 622.276.63 А
ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ПРОФИЛЯ ОТДАЧИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОЖАСАЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПОЗИЦИОННОГО СОСТАВА
© В.Е. Андреев,
доктор технических наук, директор,
Институт нефтегазовых технологий
и новых материалов РБ,
проспект Октября, 129/3,
450075, г. Уфа, Российская Федерация,
эл. почта: intnm@ya.ru
© Г.С. Дубинский,
кандидат технических наук,
ведущий научный сотрудник,
Институт нефтегазовых технологий
и новых материалов РБ,
проспект Октября, 129/3,
450075, г. Уфа, Российская Федерация,
эл. почта: intnm-gsd@ya.ru
Сделан краткий обзор солянокислотных обработок и факторов, влияющих на эффективность обработки призабойной зоны в карбонатных пластах. Проведен анализ эффективности простых и модифицированных солянокислотных обработок и отмечена необходимость применения отклонителей и замедлителей кислоты. Дано объяснение механизма действия отклонителей и замедлителей кислоты. Приведены результирующие объемные показатели, полученные при дизайне кислотных обработок скважин-кандидатов на месторождении Кожа-сай Республики Казахстан. Дана информация о композиционном кислотном составе, который состоит из замедлителя соляной кислоты и собственно соляной кислоты. Кратко описаны организация и процесс опытно-промысловых работ по воздействию на призабойную зону продуктивного карбонатного пласта. Обсуждены результаты проведенных работ и сделан вывод о перспективности применения испытанной технологии с использованием солянокислотного реагента избирательного действия.
Ключевые слова: скважина, продуктивный пласт, добыча нефти, композиционный состав, кислотный раствор, обработка призабойной зоны, солянокислотная обработка, технология интенсификации добычи, отклонитель кислоты, замедлитель кислоты
© V^. Andreev1, G.S. Dubinsky2
EXPERIMENTAL FIELD WORKS IN REGULATING
OIL RECOVERY PROFILE IN WELLS OF THE KOZHASAY
FIELD USING COMPONENT COMPOSITION
1 Institute of Oil-and-Gas Technologies and New Materials,
Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan, prospect Oktjabrja, 129/3, 450075, g.Ufa, Russian Federation, e-mail: intnm@ya.ru
2 Institute of Oil-and-Gas Technologies and New Materials,
Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan, prospect Oktjabrja, 129/3, 450075, g.Ufa, Russian Federation, e-mail: intnm-gsd@ya.ru
The paper presents a brief review of hydrochloric acid treatments and factors influencing the efficiency of bottomhole zone treatment in carbonate reservoirs. The efficiency of simple and modified hydrochloric acid treatments is analyzed, and the need for employing acid inhibitors and retarders is pointed out. The explanation of the mechanisms of action of acid inhibitors and retarders is given. The resultant volume values were calculated when designing acid treatments of candidate wells in the Kozhasay field of the Republic of Kazakhstan. Information is given on acid component composition that consists of hydrochloric acid retarder and hydrochloric acid proper. The organization and process of performing experimental field works to stimulate the bottomhole zone of the productive carbonate reservoir are briefly described. The results of the works are discussed, and the conclusion is drawn about positive prospects for employing the tested technology with the use of hydrochloric acid reagent of selective action.
Key words: well, productive reservoir, oil recovery, component composition, acid solution, bottomhole zone treatment, hydrochloric acid treatment, stimulation technology to improve the oil recovery, acid inhibitor, acid retarder
Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, характеризуется невысокими темпами отбора запасов и малыми величинами коэффициента извлечения нефти (КИН). Средний по отрасли КИН достигает 35%, а в карбонатных коллекторах КИН составляет всего 25%. Значительная доля объема запасов нефти и газа содержится в карбонатных коллекторах, при этом достигается относительно низкая выработка, что делает эту группу коллекторов особенно перспективной с точки зрения применения новых технологий интенсификации добычи.
Наибольшее распространение на промыслах получили солянокислотные (HCl) обработки (СКО) и их модификации. Такое воздействие играет огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи СКО и их модификации приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов.
Солянокислотная обработка карбонатных коллекторов является достаточно сложным процессом, требующим глубокого понимания и тщательного моделирования. Осложняет моделирование солянокислотного воздействия высокая скорость реакции между карбонатной матрицей породы и кислотой. Вследствие сложной структуры и неодно -родности коллекторских свойств карбонатов степень их охвата кислотным раствором и эффективность СКО сводятся к минимуму. В процессе обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) чистой соляной кислотой максимальное ее воздействие на породу происходит в прискважинной зоне. Поэтому эффективность СКО зависит в первую очередь от глубины проникновения кислоты в пласт и от полноты растворения в кислотном растворе коллектора. В процессе обработки ПЗП чистой соляной кислотой максимальное ее воздействие на породу происходит в при-скважинной зоне. В удаленной зоне пласта реакция кислоты с породой идет менее интенсивно ввиду потери значительной части ее
80
активности. В результате этого прискважин-ная зона будет обрабатываться более интенсивно с формированием максимального числа каналов растворения (в техн. литературе — «промоины, червоточины») в ущерб интенсивности формирования последних в удаленной зоне пласта. Поэтому эффективность СКО быстро снижается при повторных обработках, проведенных на одной скважине.
В регламентирующих документах концерна Shell [1] по проведению солянокислот-ных обработок скважин указано, что интенсивность реагирования карбонатной породы с кислотой зависит от:
— скорости реакции на границе раздела порода-агент (кислота);
— интенсивности массопереноса участников реакции к поверхности соприкосновения и продуктов реакции от поверхности соприкосновения (процессы диффузии и конвекции).
Из этих двух показателей первый (скорость реакции) обычно принимается бесконечно большим, и поэтому интенсивность реагирования по большей части определяется явлениями массопереноса.
Анализ работ некоторых отечественных исследователей [2], в которых оценивается эффективность различных вариантов соляно-кислотных обработок карбонатных коллекторов, показал, что успешными являются лишь первые из них (до 80—85%). В целом успешность СКО не превышает 45%, т.е. каждая вторая обработка неэффективна. Лабораторные исследования показали: в процессе обработки кислота движется в основном по одним и тем же каналам и трещинам, оставляя без воздействия значительную часть продуктивного пласта. Поэтому эффективность СКО резко снижается с ростом числа повторных обработок.
При анализе микропроцессов, происходящих на уровне отдельных пор, в процессе кислотной обработки карбонатных коллекторов в первую очередь выделяют процесс формирования так называемых «промоин» или
ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ПРОФИЛЯ ОТДАЧИ СКВАЖИН...
отдельных, высоко проводящих поровых каналов, в которых расходуется большая часть кислоты [1].
Процесс образования «промоин» зависит от следующих параметров:
— скорости реакции кислоты с горной породой;
— скорости диффузии, которая определяет, как быстро кислота соприкасается с поверхностью породы;
— интенсивности подачи кислоты к матрице породы.
Принимая во внимание перечисленные параметры и результаты проведенных исследований, большинство ученых сходятся во мнении, что для формирования эффективной системы промоин в карбонатном коллекторе при СКО необходимо либо повысить интенсивность подачи кислоты к матрице породы (увеличить темп закачки), либо уменьшить интенсивность диффузии (путем изменения реологии рабочего агента). Последний подход дает возможность увеличить охват пласта обработкой в глубину.
Несмотря на то, что методика, предложенная Хоэфнером и Фоглером, научно обоснована и экспериментально подтверждена, на практике очень часто сложно определить, какую модель необходимо применить к конкретным условиям скважина-пласт. В таких случаях рекомендуется проводить закачку с максимально возможным темпом, не превышая при этом давления гидроразрыва пласта.
Методика максимально возможного темпа подачи рабочего агента к ПЗП, предложенная Паккалони [1; 3], нашла широкое применение в нефтяной промышленности благодаря своей относительной гибкости и доказала свою эффективность на практике. Данная методика (MAPDIR — Мах1ш1$её Pressure Differential and Injection Rates) на практике сводится к стадийному нагнетанию рабочего агента в пласт при максимально возможном темпе (15—20% ниже давления гидроразрыва) и сохранении постоянного забойного давления. MAPDIR предполагает ступенчатое увеличение темпов закачки кислотного
раствора, что становится возможным благодаря увеличению приемистости скважины первыми порциями агента. Таким образом, при высоких темпах нагнетания новые промоины образуются в пласте, приобщая новые зоны дренирования и увеличивая приемистость скважины для новых порций рабочего агента. МЛРБ1К отлично зарекомендовал себя в пластах мощностью до 30 м со средней неоднородностью по проницаемости. Для более мощных пластов с высокими значениями проницаемости и однородных по составу, рекомендуется сочетание МЛРБШ с загустителями. Методика Паккалони имеет ряд геолого-технологических ограничений. Недостатком данной методики является то, что количество раствора, закаченного в высокопроницаемые интервалы, будет больше, чем необходимо, что делает обработку относительно дорогостоящим мероприятием. Другим недостатком данной методики считается необходимость поддержания постоянного определенного забойного давления, что может быть ограничено технологическими особенностями оборудования (недопустимое давление закачки или производительность насоса).
Процесс образования промоин в карбонатных пластах-коллекторах при СКО можно контролировать не только увеличением темпа закачки, но и уменьшением скорости диффузии (время, необходимое для достижения кислотой поверхности породы). В отечественной и зарубежной литературе описаны разнообразные методики, направленные на уменьшение скорости диффузии. В основу таких методик (составов) могут входить различные химические вещества, но в конечном итоге все они направлены на замедление процесса диффузии при СКО, что объединяет их под общим названием — «замедлители». Одновременно с процессом замедления при использовании таких составов протекает и процесс отклонения. Отклонение происходит в результате того, что «замедленный» замедлителем состав сохраняет свою способность к растворению горной породы, и может быть продавлен глубже в пласт, тем самым
увеличивая коэффициент охвата обработкой и, следовательно, эффективность СКО.
Очевидно, что необходимо замедлять химическое взаимодействие между кислотой и породой, чтобы доставить активную кислоту на большую глубину в пласт. Для этого в промысловой практике применяются так называемые «замедлители» и «отклонители» соляной кислоты.
Результаты исследования действия замедляющих реагентов ДН-9010М, ЗСК и СНПХ 6501А [4] для регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показали их высокую эффективность. Полученные данные позволяют рекомендовать реагенты этого класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах.
Разработан композиционный состав [5] из замедлителя и соляной кислоты. Компоненты замедлителя — полигликоли, эмульгатор и поверхностно-активное вещество. Применение разработанного состава не приводит к осадкообразованию и не нарушает экологического равновесия. На реагент получен гигиенический сертификат. Реагент ЗСК использовали в экспериментах с образцами карбонатных пород месторождения
Алибекмола (Казахстан).
Была разработана так называемая технология «СКРИД» — солянокислотный реагент избирательного действия для использования в карбонатных коллекторах. Исследования в этом направлении проводились в Институте нефтегазовых технологий и новых материалов РБ. Для получения соля-нокислотного реагента избирательного действия создавался композиционный состав на основе комплексного реагента «ЗСК-1» («ЗСК-1М) и соляной кислоты.
Продуктивные пласты казахстанского месторождения Кожасай сложены низкопроницаемыми пористыми карбонатами, имеющими небольшую трещиноватость. На первом этапе для кислотных обработок по технологии «СКРИД» скважин месторождения Кожасай на основании геологической информации по 15 добывающим скважинам были выбраны 5 скважин. На этих скважинах проведенные ранее кислотные обработки не дали значительного и стабильного прироста дебита нефти. Предварительно были сделаны дизайнерские расчеты для определения требуемого объема реагентов и композиционного кислотного состава (см. табл.) и технологии закачивания кислотного раствора.
Табл и ца
Объемные характеристики дизайна обработок добывающих скважин месторождения Кожасай
по технологии «СКРИД»
Рекомендуемый вариант дизайна
№ скважин Эффективная (перфорированная) толщина, м Радиус воздействия (глубина Общий объем раствора «СКРИД», м3 Удельный объем раствора «СКРИД» на 1 м толщины, м3/м Потребный объем /вес ЗСК-1, м3/т Потребный удельный объем ЗСК-1, м3/м
К-017 165,5 3,5 380 2,3 38,0/43,4 0,23
К-056 82,5 3,5 190 2,3 19,0/21,7 0,23
К-058 108,5 3,5 250 2,3 25,0/28,5 0,23
К-128 120,5 4,0 363 3,0 36,3/41,4 0,30
К-202 129,8 3,5 299 2,3 29,9/34,1 0,23
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ/
/2
2014, том 19, № 2
ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫ ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ ПРОФИЛЯ ОТДАЧИ СКВАЖИН.
Уполномоченными службами недропользователя — ТОО «КазахОйл Акто-бе» (участники ТОО: НК «КазМунайГаз» и Caspian Investments Resourses Ltd — СП компаний российской «ЛУКОЙЛ Оверсиз» и китайской Sinopec) — окончательно была выбрана для обработки «СКРИД» скважина К-128 Ко-жасай, но радиус обработки был уменьшен до 3,7 м. Текущий дебит скважины К-128 Кожа-сай по жидкости составляет 17 м3/сут, по нефти — 15 т/сут, при обводненности — 0,09%.
Оператором-исполнителем работ выбран филиал компании Halliburton (США) в Республике Казахстан, подготовку скважины к обработке проводила бригада ТОО « КРС Бур Сервис» (Республика Казахстан).
Таким образом, по единой программе опытно-промысловых работ при научно-технологическом сопровождении Института нефтегазовых технологий и новых материалов работы проводились международным коллективом. На скважине № К-128 месторождения Кожасай были выполнены опытно-промысловые работы по обработке ПЗП по технологии «СКРИД» с применением композиционного состава на основе «ЗСК-1».
Приготовление 274,0 м3 рабочего раствора композиционного кислотного состава (15%-ная НС1+10%ЗСК-1) было сделано в
четырех технологических емкостях.
В скважину были спущены НКТ 73 мм с пакером и воронкой на конце. Над пакером был установлен циркуляционный клапан для облегчения вызова притока или промывки скважины.
Приготовленный композиционный кислотный состав закачали в скважину и продавили в пласт 9,5 м3 нефти (рис.).
В соответствии с планом работ закачка велась в трубное пространство при давлении Рн = 0,3^2,9 МПа с противодавлением в затрубном пространстве Р = 0,3^ 0,4 МПа. После выдержки времени реакции (3 ч) скважину начали осваивать. На первом этапе излив продуктов реакции происходил самостоятельно, а затем приток поддерживали при помощи газлифта, закачкой инертного газа в затрубное пространство при помощи азотно-бустерной компрессорной установки.
После успешного освоения скважина запущена в эксплуатацию, дебит нефти через месяц после обработки составил 29 т/сут, что превышает дебит до обработки в 1,7 раза. Отмечен почти двукратный рост рабочего давления на устье скважины с 2,1 МПа до 4,1 МПа, указывающий на увеличение коэффициента продуктивности скважины.
Рис. Процесс закачивания композиционного состава на основе ЗСК-1 и соляной кислоты в скважину
В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский ////////////ММ/М/шт
Такой рост давления показывает возможность значительного увеличения дебита при установке штуцера большей величины на устье скважины. В целом можно отметить успешность проведенных опытных работ, подтверждающих прогноз роста продуктивности скважины и кратное увеличение дебита нефти, которое прогнозировали при
моделировании воздействия на призабойную зону добывающей скважины композиционным составом с замедлителем кислоты.
Результаты опытных работ показывают, что использование композиционного кислотного состава с замедлителем позволяет значительно улучшить результат соля-нокислотной обработки.
ЛИТЕРАТУРА
1. Stimulation Field Guidelines, Part I: Matrix Treatments, Shell Exploration & Production, 2003-5188 ECCN Number: EAR99, 2003, July.
2. Глущенко В.Н., Пташко О.А., Харисов Р.Я., Денисова А.В. Кислотные обработки: составы, механизмы реакций, дизайн. Уфа: Гилем, 2010. 392 с.
3. Frank F. Chang, Xiangdong Qiu, Hisham A. Nasr-El-Din. Chemical Diversion Techniques Used for Carbonate
Matrix Acidizing: An Overview and Case Histories SPE 106444, 2007.
4. Kadochnikova L.M., Pichugin O.N., Chebakov A.A. Analytical technique for gel treatment prediction of production and injection wells in a stratified reservoir // Iranian Journal of Science & Technology. 2002. Transaction B, vol. 26, B2. pp. 205-216.
5. Состав для обработки карбонатных пластов: пат. 2309972. Рос. Федерация. №2005133324/03: за-явл. 19.10.05; опубл. 10.11.2007.
REFERENCES
1. Stimulation field guidelines, part I: Matrix treatments, shell exploration and production, 2003-5188 ECCN Number: EAR99, 2003, July.
2. Glushchenko V.N., Ptashko O.A., Kharisov R.Ya., A.V. Kislotnye obrabotki: sostavy, mehanizmy
jizayn [Acid treatments: Components, reaction mechanisms, design]. Ufa, Gilem, 2010. 392 p. (In Russian).
3. Chang F.F., Qiu X., Nasr-El-Din H.A. Chemical di-
version techniques used for carbonate matrix acidizing: An overview and case histories SPE 106444, 2007.
4. Kadochnikova L.M., Pichugin O.N., Chebakov A.A.
duction and injection wells in a stratified reservoir. Iranian Journal of Science & Technology. 2002. Transaction B, vol. 26 (2), pp. 205-216.
5. Sostav dlya obrabotki karbonatnykh plastov [The composition for treatment of carbonate reservoirs]. Patent 2309972 RF, no. 2005133324/03. Applied October 19, 2005; published November 10, 2007.
