CC BY
37РЕМОНТ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН WELLS REPAIR AND MAINTENANCE
УДК 622.245.54
Н.И. Николаев, д.т.н., профессор, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» (Санкт-Петербург, Россия), e-mail: [email protected]; А.В. Шипулин, к.т.н., старший научный сотрудник, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» (Санкт-Петербург, Россия), e-mail: [email protected]; К.С. Купавых, аспирант, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» (Санкт-Петербург, Россия), e-mail: [email protected]
Результаты исследований и эффективность применения
V V > ^ ^ V V
комплексной технологии химической обработки призабойной зоны пласта
Рассмотрена эффективность классической кислотной обработки. Определено перспективное направление интенсификации притока в условиях залегания низкопродуктивных пластов путем интеграции гидроимпульсных воздействий на пласт с химическими и тепловыми факторами. Показаны эффективность и преимущества данной технологии. Подробно описана методика проведения обработки скважины. Обосновано, что технология развития сети трещин в прискважинной зоне пласта за счет гидроударов не требует применения погружного оборудования, используется минимальное количество техники, применяемой на устье при ремонте скважины. Также приведены результаты производственных испытаний на добывающей скважине, показывающие эффективность и перспективность методики, подтвержденные актом опытно-производственных испытаний.
Рассмотрена конструкция разработанного экспериментального стенда для исследования гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). Представлена методика проведения стендовых испытаний. Установлено, что создание на устье модели скважины ударных импульсов путем кратковременных (0,3-0,5 сек) открытий пневмозадвижки способствует возникновению гидроимпульсного фронта волны в призабойной зоне продуктивного пласта, которая по протяженности и амплитуде зависит от величины начального давления на устье, глубины скважины, а также от частоты создаваемых импульсов, причем амплитуда ударной волны возрастает прямо пропорционально удалению от забоя и достигает максимума на расстоянии, кратном 3-4 глубинам скважины, после чего наблюдается ее затухание. Приведены результаты экспериментальных исследований по оценке инги-бирующей способности неиногенных и ионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) в кислотном составе. Установлено, что в рамках исследования наилучшим замедлителем активности смеси соляной и плавиковой кислот стал катионактивный ПАВ Синтанол АЛМ-10.
Приведен пример расчета мощности и производственной работы гидродинамического воздействия на пласт в зависимости от величины перепада давления, сечения насосно-компрессорных труб (НКТ), глубины скважины и скорости ударной волны.
Ключевые слова: бурение, кислотная обработка, гидродинамическое воздействие, поверхностно-активные вещества.
N.I. Nikolayev, Gorny National Mineral Resources University (Saint-Petersburg, Russia), Doctor of Science (Engineering), professor, e-mail: [email protected]; A.V. Shipulin, Gorny National Mineral Resources University (Saint-Petersburg, Russia), Candidate of Science (Engineering), Senior Research Associate, e-mail: [email protected]; K.S. Kupavykh, Gorny National Mineral Resources University (Saint-Petersburg, Russia), PhD candidate, e-mail: [email protected]
Results of research and efficiency of applying integrated solution for chemical treatment of bottomhole formation zone
Efficiency of conventional acid treatment is considered. Promising trend for inflow intensification in conditions of low-productive formations settings by integration of hydroimpulsive impact on formation with chemical and thermal factors. Efficiency and advantages of this technology are demonstrated. The procedure of well treatment is described in details. It is proved that the technology of fracturing pattern development in the formation well bore zone due to hydraulic impact does not require application of submersible equipment; minimum quantity of equipment is required at the wellhead during well workover. The results of production tests at the producing well, demonstrating the efficiency and high potential of this method, confirmed by the pilot test certificate, are also included.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 4 апрель 2015
79
РЕМОНТ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
The design of experimental stand for research of hydro-dynamical impact on bottom-hole formation zone is reviewed. Procedure of bench tests is presented. It is established that initiating impact impulses at the well head of the well's model by a series of short (0.3-0.5 sec.) Openings of pneumatic valve contributes to emerging the hydro-impulse wave front in bottom-hole productive formation zone that depends in terms of its the length and amplitude on the value of initial pressure at the wellhead, depth of the well as well as from the frequency of initiated impulses. The impact wave amplitude increases in direct proportion to the distance from the bottom-hole and reaches its maximum at the distance divisible by 3-4 well depths, after that its attenuation is observed. The results of experimental research on assessment of inhibiting property of non-inogenic and ionogenic surface-active agents in acid composition are presented. It is established that in the framework of our research the best retardant for the capacity of hydrochloric acid and hydrofluoric acid mix is cation-active surface-active agent Sintanol ALM-10.
The example of calculation of capacity and hydrodynamic drag on the formation depending on the pressure differential, tubing diameter, well depth and shock-wave speed.
Keywords: drilling, acid treatment, hydrodynamical drag, surface-active agents.
При выполнении кислотной обработки ПЗП обычно применяется простая продавка кислоты. Схема кислотной обработки предусматривает подъем погружного оборудования из скважины, спуск НКТ с промывкой к забою, закачку прямой циркуляцией кислотного раствора и нагнетание запланированного объема кислотного раствора и продавливающей жидкости. Многочисленные опыты и исследования доказывают, что кислота в карбонатных породах не образует радиально расходящиеся каналы. При кислотной обработке обычно образуются рукавообразные промоины неправильной формы,которые формируются в каком-либо одном или нескольких направлениях. То есть при обработке ПЗП скважины движение жидкости производится только в одном направлении - в пласт. Движение жидкости из пласта в скважину применяют только для удаления продуктов химической реакции.
Методика улучшения вскрытия нефтяных залежей в карбонатных коллекторах, предложенная профессором К.Б. Ашировым, заключается в том, что соля-нокислотные обработки осуществляются не закачкой кислоты под давлением, а многократными (4-7 раз) обработками солянокислотными ваннами с возрастающими объемами соляной кислоты, при которых происходит послойное
растворение призабойной зоны скважины и создание каверн - накопителей нефти («Ашировские каверны»). Таким образом, кислота используется не для образования каналов, а для увеличения объема призабойной зоны [1]. Перспективным направлением разработки методов интенсификации притока в условиях залегания низкопродуктивных пластов следует считать путь интеграции гидроимпульсных воздействий на пласт с химическими и тепловыми факторами. При многократно повторяющихся гидроударах в совокупности с нагнетанием кислотных растворов, применяемых в качестве расклинивающей жидкости, постепенно увеличивается глубина и раскрытость трещин, а следовательно, облегчаются условия проникновения кислотного раствора в слабопроницаемый пласт. Причем эффективность проникновения кислотного раствора возрастает по мере увеличения амплитуды пульсаций и кратности их осуществления [2]. Особенность предлагаемого решения поставленной задачи заключается в том, что вместо приложения высокого давления ПЗП подвергают сериям коротких ударов, при которых жидкость не успевает фильтроваться в образующиеся трещины и увеличивать их длину. Короткие удары способствуют развитию прилегающих трещин, выкрашиванию
породы, образованию каверны вокруг призабойной зоны и увеличению ее эффективного радиуса. При создании периодических гидроударов происходит колебательное движение массы скважинной жидкости и размыв ПЗП. Размыв ПЗП по физическим свойствам близок к классическому ги-дросвабированию, но применяется со специальным устьевым оборудованием для возможности управления процессом. В данном случае это непрерывное гидросвабирование с возможностью резонансной раскачки скважинной жидкости. Для приведения массы скважинной жидкости в резонансное колебательное движение с помощью устьевого оборудования чередуют долив жидкости в скважину и ее излив в такт с собственными колебаниями этой массы. При колебаниях давления, когда кольматанты меньше зажаты породой, они легко отрываются от стенок поро-вых каналов и трещин. Преимущество способа возвратно-поступательного движения скважинной жидкости по сравнению с другими гидродинамическими способами обработки - использование инерции скважинной жидкости. Резкое приложение давления при доливе жидкости и ускорение движения приложенным давлением уплотненной массы приводит к сжатию нижележащих слоев,
Ссылка для цитирования (for references):
Николаев Н.И., Шипулин А.В., Купавых К.С. Результаты исследований и эффективность применения комплексной технологии химической обработки призабойной зоны пласта // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 4. - С. 79-83.
Nikolayev N.I., Shipulin A.V., Kupavykh K.S. Rezul'taty issledovanij i jeffektivnost' primenenija kompleksnoj tehnologii himicheskoj obrabotki prizabojnoj zony plasta [Results of research and efficiency of applying integrated solution for chemical treatment of bottomhole formation zone]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No 4. P. 79-83.
80
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
WELLS REPAIR AND MAINTENANCE
Рис. 1. Комплексная технология гидродинамического воздействия: 1 - задвижки с пневмоприводом; 2 - АНЦ-320
Fig. 1. Integrated solution of hydrodynamic drag: 1 - air driven valves; 2 - cement truck АНЦ-320
приведению их в движение, следовательно, к увеличению движущейся массы, которая при достижении зумпфа создает перепад давления, значительно превышающий устьевый. Раскачка массы скважинной жидкости способствует глубокому проникновению волны движения в пласт, размыву породы и эффективному извлечению кольматантов.
Градиент перепадов давлений не должен быть опасен для целостности обсадной колонны и цементного камня, а скорость движения жидкости должна содействовать размыву вязких углеводородов, механических примесей, эмульсий и выносу их в скважину для последующего излива. Вариант размыва породы раскачкой жидкости может эффективно применяться при совмещении гидродинамической и химической обработок [3]. Механизм взаимодействия кислотного раствора значительно отличается от такового при обычных кислотных обработках. Если при обычных обработках на границе раздела твердой и жидкой фаз образуется поверхностный слой насыщенного раствора карбоната и нерастворимых в кислоте продуктов, которые препятствуют продвижению свежих порций кислоты, то динамический режим растворения карбонатных пород предотвращает это за счет ши-
рокого изменения давления на забое скважины с общей тенденцией к снижению времени проведения обработки. Приведение столба скважинной жидкости в колебательное движение дает следующие преимущества:
• возможно уменьшение объема закачиваемой кислоты в связи с более высокой эффективностью ее применения;
• проникновение кислотного раствора или поверхностно-активных веществ при интенсивном движении в труднодоступные участки пласта;
• ускорение химической реакции при движении жидкости, сокращение времени проведения ремонтных работ;
• размыв углеводородной пленки на стенках поровых каналов и трещин, улучшение контакта химреактива и породы;
• более равномерное распределение закачиваемого химреактива в ПЗП;
• облегчение удаления продуктов химической реакции.
В случае обработки скважины волновым воздействием мощность колебаний скважинной жидкости будет определяться перепадом давления на устье скважины, сечением колонны и скоростью движения волны. При перепаде давлений, например, 1 МПа, сечении НКТ 0,003 м2, глубине скважины 2000 м и скорости ударной волны 1000 м/сек мощность составит:
Р=Др^.с=106.0,3.10-Ч03=3 0 0 0 кВт,
при этом выполняемая работа, определяемая количеством затраченной энергии, пропорциональна времени воздействия импульса давления:
Д=М=Р.Н/С=Р^.Н=106.0,3.10-2.2 4 03= =6000 кДж.
Мощность воздействия при закачке жидкости в скважину с помощью насоса, создающего такой же перепад давления и производительностью, например, 5 л/сек:
Р=Др^=5 кВт,
а выполняемая работа за счет длительного воздействия давления составит те же 6000 кДж.
Энергия движущейся многотонной массы жидкости оказывает воздействие как на ПЗП, так и на массив пласта. Колебания с частотой менее 1 Гц имеют малое затухание, поэтому периодические изменения забойного давления передаются в виде волн низкой частоты по простиранию пластов и способствуют перераспределению напряжений в массиве, что положительно влияет на нефтеотдачу. При обработке месторождений вязкой нефти колебания столба скважинной жидкости вызывают разрушение пространственной решетки за счет регулярной ее деформации и изменение ее реологических свойств с постепенным уменьшением вязкости.
Поскольку в реальных условиях не представляется возможным измерить глубину и величину проникающей в пласт ударной волны, был разработан экспериментальный стенд для физического моделирования технологических операций при обработке пласта (рис. 2). Порядок проведения эксперимента был следующим. Сборка модели осуществляется с заданными условиями глубины скважины и проницаемости пласта. Трубки, имитирующие капилляры продуктивного пласта, выбирают диаметром 2, 4 или 6 мм, их длина может варьировать от 0,25 до 5,75 м с минимальным шагом 0,25 м. Затем поочередно подключают манометр к
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 4 апрель 2015
81
РЕМОНТ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
Рис. 2. Схема экспериментального стенда: 1 - трубки с внутренним диаметром 20 мм, которые имитируют скважину и имеют разную длину (0,33, 0,5, 0,66 и 1 м); 2 - трубки малого диаметра (внутренний диаметр 2,4 и 6 мм) с длиной секции 1 м, имитирующие капилляры продуктивного пласта; 3 - соединительные тройники, устанавливаются на искусственном забое и между каждыми (секциями) труб малого диаметра. Имеется возможность подключения манометра к каждому тройнику; 4 - скважинный манометр М/D Totco; 5 - газовый баллон высокого давления с азотом; 6 - газовый редуктор; 7 - шланг высокого давления внутренним диаметром 16 мм и длиной 2 м; 8 - шаровые краны для подачи ударного импульса и стравливания давления. Fig. 2. Experimental stand layout: 1 - Tubes with 20 mm internal diameter that imitate the well and have different length (0.33, 0.5, 0.66 and 1 m); 2 - Small diameter tubes (internal diameter 2,4 and 6 mm) with 1 m section length, imitating the capillaries of the productive formation; 3 - tee fittings are mounted at plug back total depth and between every section of small-diameter tubes. It is possible to tie in a pressure gauge to the fitting tee; 4 - М/D Totco well pressure gauge; 5 - high-pressure nitrogen bottle; 6 - gas pressure regulator; 7 - high-pressure hose, 16 mm internal diameter and 2 m length; 8 - ball valves for sending the shock impulse and bleeding off pressure
каждой измерительной точке, имитирующей забой скважины, а также между секциями трубок. При каждом подключении модель заполняют водой до искусственного устья во избежание воздушных пробок. Затем подключают шланг высокого давления. С помощью редуктора выставляют давление в 5, 10 или 20 атм., при которых проводят эксперимент и измеряют импульсное давление гидроудара. В каждой расчетной точке производят не менее трех измерений для каждого заданного на редукторе давления, затем рассчитывают среднее значение измерений.Все измерения фиксируются на диаграмме пишущего манометра. На основании полученных данных строят графики распространения ударной волны в воде, при помощи которых можно определить ее характер.
СОГЛАСНО РАЗРАБОТАННОЙ ФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ, ЭКСПЕРИМЕНТЫ БЫЛИ ПРОВЕДЕНЫ ПРИ СЛЕДУЮЩИХ УСЛОВИЯХ:
• глубина скважины - 1 м;
• общая длина модели пласта - 5 м;
• диаметр секций - 2, 4 или 6 мм;
• длина секции - 1 м;
• давления на редукторе - 5, 10 или 20 атм.
Стендовые исследования показали, что создание на устье модели скважины ударных импульсов путем кратковременных (0,3-0,5 сек) открытий пневмо-задвижки способствует возникновению гидроимпульсного фронта волны в при-забойной зоне продуктивного пласта, которая по протяженности и амплитуде зависит от величины начального давления на устье, глубины скважины, а также от частоты создаваемых импульсов, причем амплитуда ударной волны возрастает прямо пропорционально удалению от забоя и достигает максимума на расстоянии, кратном 3-4 глубинам скважины, после чего наблюдается ее затухание. Пиковые значения гидроудара были достигнуты на удалении 4 м от искусственного забоя скважин и достигли 92 атм. при начальном давлении 20 атм.
Кроме того, были проведены исследования ингибирующей способности различных ПАВ в кислотном составе.
Тестировалось четыре состава, в которых основой является смесь соляной (9%) и плавиковой (5%) кислот. Методика проведения экспериментальных исследований заключалась в сравнении массы образцов карбонатной породы до и после обработки кислотным составом. Образцы керна помещались в кислотный раствор с различным содержанием ПАВ на 20 минут, затем они извлекались и просушивались в течение суток, а после взвешивания рассчитывалась потеря массы образцов (%). Результаты представлены на рисунке 3. Из рисунка 3 видно, что при концентрации ПАВ в растворе до 1% наблюдается резкое замедление растворимости, а дальнейшее увеличение концентрации не дает существенного эффекта. На втором этапе исследования оценивалось влияние времени обработки образцов. Результаты представлены на рисунке 4.
Как видно из графиков, ЛАБС и катамин к 10 минутам практически нейтрализуют действие кислоты, что может негативно сказаться на глубине проникновения кислотного состава в пласт. Додецил-
сульфат натрия, напротив, в начале обработки отрицательно сказывается на растворяющей способности кислотного состава, но затем график выравнивается и становится практически линейным, а Синтанол АЛМ-10 показывает наиболее стабильные результаты.
РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПОЗВОЛЯЮТ СДЕЛАТЬ ВЫВОДЫ, ЧТО:
1) добавление в кислотный состав ПАВ в качестве замедлителя позволяет сократить количество кислоты для обработки призабойной зоны пласта. Воздействие происходит более глубоко и равномерно в породу пласта, что, в свою очередь, положительно влияет на коллекторские свойства;
2) из всех исследуемых составов наиболее стабильные результаты показала композиция кислоты с добавлением Синтанола АЛМ-10.
Опытно-производственные испытания комплексной технологии обработки ПЗП были проведены в августе 2014 г. на скважине № 571 НГДУ «Туймазанефть». До обработки скважина имела:
82
№ 4 апрель 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
WELLS REPAIR AND MAINTENANCE
концентрации l'AF> 4
Eurfiiïç-sctive ngenTï. %
Рис. 3. Изменение массы растворяемых образцов при исследовании кислотных составов
Fig. 3. Change in the mass of dissolved samples during the acid compositions analysis
О I 10 IS »
Bps ни обрлботи и, мни luriati jçtiwiçinlt, %
Рис. 4. Изменение массы образцов в зависимости от времени обработки
Fig. 4. Change in the samples mass depending on the time of treatment
• среднесуточный дебит - 1,41-1,63 т/ сут.;
• проницаемость пласта - 35.10-15 м2;
• открытая пористость - 5,5%;
• плотность нефти - 908 кг/м3.
На устье скважины был произведен монтаж задвижки ЗМС-65х210 с пневмоприводом, затем в призабойную зону циркуляцией закачан кислотный раствор. Обработка проводилась кислотным составом HCl (12%) + HF (5%) + Синтанол АЛМ-10 (5%). В процессе проведения испытаний резким открытием пневмозадвижки создавали импульсное давление для волновой закачки кислотного раствора в нефтяной пласт. Всего было произведено 32 гидроудара импульсным давлением 10 МПА. В результате последующего проведения ГИС установлено, что в результате развития трещинной системы в присква-жинной зоне пласта улучшился приток нефти, а среднесуточный дебит вырос до 4,5-5,49 т/сут. (в три раза). Для срав-
нения: предыдущий ремонт на данной скважине, проведенный в 2012 г. и заключавшийся в классической кислотной обработке, дал прирост только в два раза. Результаты опытно-промышленных испытаний свидетельствуют об эффективности предложенной технологии и возможности ее использования для освоения и ремонта скважин. Таким образом, комплексно реализуется импульсно-волновое воздействие с одновременной обработкой химическими реагентами, что обеспечивает синерге-тический эффект, превышающий сумму эффектов, получаемых от каждого воздействия в отдельности. Результаты опытных работ показывают, что волновая технология размыва каналов ПЗП кислотным раствором оказывается более эффективной по сравнению с кислотной обработкой, в которой применяется закачка кислотного раствора и его выдержка в призабойной зоне в течение заданного времени.
ВЫВОДЫ:
1. Применение химической обработки совместно с волновым движением скважинной жидкости способствует повышенной степени и однородности кислотной обработки пласта, уменьшению продолжительности обработки и количества потребляемой кислоты.
2. Использование импульсно-волно-вого воздействия и размыва позволяет совместить операции освоения скважины и восстановления проницаемости пласта в призабойной зоне. При этом не требуется использование дополнительной техники и проведение дополнительных спускоподъемных работ.
3. Главные преимущества технологии -простота и экономичность, возможность получения достаточного по мощности воздействия на призабойную зону. Существенно сокращаются затраты и время на обработку скважины при высоком качестве работ.
Литература:
1. Выжигин Г.В. Повышение продуктивности низкопроницаемых карбонатных коллекторов изменением структуры порового пространства // Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 3. - С. 37-39.
2. Гавриленко А.И. Импульсно-реагентный метод воздействия на пласт для месторождений РУП «ПО «Белоруснефть» // Интервал. - 2007. - № 10. - С. 23-28.
3. Купавых К.С., Шипулин А.В. Способ обработки призабойной зоны скважины. Патент РФ № 2520115, публ. 20.06.2014.
References:
1. Vyzhigin G.V. Povyshenie produktivnosti nizkopronicaemyh karbonatnyh kollektorov izmeneniem struktury porovogo prostranstva [Enhancement productivity of low-permeable carbonate reservoirs by changing the porous network]. Neftjanoe hozjajstvo = Oil facility, 1990, No. 3. P. 37-39.
2. Gavrilenko A.I. Impul'sno-reagentnyj metod vozdejstvija na plast dlja mestorozhdenij RUP «PO «Belorusneft'» [Impulse-chemical method of formation stimulation for Belorusneft Production Association Republican Unitary Enterprise]. Interval, 2007, No. 10. C. 23-28.
3. Kupavykh K.S., Shipulin A.V. Sposob obrabotkiprizabojnojzony skvazhiny [Treatment method for well bottom zone]. RF patent No. 2520115, issue 20.06.2014.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 4 апрель 2015
83
