Технология кислотной обработки призабойных зон скважин на примере Воронцовского месторождения Волгоградской области



Воронцовское нефтяное месторождение находится на Левобережной заволжской территории Волгоградской области. В административном отношении месторождение расположено на территории Николаевского района Волгоградской области, в 13 км к северо-востоку от г. Николаевска и 16 км к юго-востоку от г. Камышина.

Месторождение открыто в 1991 году, введено в разработку в 2001 г.

Промышленная нефтеносность Воронцовского месторождения установлена в отложениях бобриковских песчаников, кизеловских, черепетских и малевских известняков.

Скважина 1 — первооткрывательница месторождения, пробурена в южном блоке залежи и вскрывает продуктивные отложения черепетского горизонта турнейского яруса. Скважина 2, пробуренная в центральном блоке I, вскрыла отложения кизеловского и черепетского горизонтов турнейского яруса. В скважина 3 проходкой вскрыты породы кизеловского горизонта турнейского яруса в центральном блоке II. Скважина 4 пробурена в центральном блоке I и вскрыла продуктивные песчаники бобриковского горизонта.

За историю эксплуатации на месторождении применялись следующие технологии кислотной обработки призабойных зон скважин:

Технология обработки призабойных зон скважин кислотными микроэмульсиями

Большой потенциальной возможностью повышения производительности скважин обладают кислотные микроэмульсии (КМЭ). Кислотные микроэмульсии представляют собой однородные прозрачные коллоидные системы, состоящие из трех и более компонентов: поверхностно-активного вещества, кислоты и сорастворители.

Отличительной особенностью КМЭ является:

– низкое межфазное натяжение на границе с нефтью и водой, что обеспечивает вытеснение в зоне обработки остаточной нефти и воды и получение высоких коэффициентов стимуляции как по нефти, так и по воде;

– улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта путем диспергирования агрегатированных АСПО (за счет присутствия в составе микроэмульсии растворителя и маслорастворимого ПАВ) и выноса их из ПЗП;

– способность разрушать образовавшиеся в призабойной зоне стойкие водонефтяные эмульсии за счет вытеснения более активными синтетическими ПАВ природных ПАВ, находящихся в нефти.

Технология аналогична обычной кислотной обработке, реализуется с помощью штатного промыслового оборудования и применима для широкого диапазона пластовых температур, давлений, состава флюидов и породы. Технология эффективна для обработок как добывающих, так и нагнетательных скважин. На 1 м перфорированной мощности рекомендуется закачивать 2–3 м³ КМЭ и 5–10 м³ продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости рекомендуется использовать 1 % раствор Синол Кам или РДН-0.

Кислотные микроэмульсии на основе композиционных ПАВ Нефтенол представляют собой прозрачные в тонком слое жидкости, от светло- до темно-коричневого цвета, имеющие при 20°С вязкость 1–50 мПас. КМЭ являются термостабильными до 95–100°С при минерализации воды от 0 до 50 г/л, используемой для приготовления.

С целью большего снижения межфазного натяжения КМЭ на границе с нефтью, в КМЭ может вводиться катионоактивный ПАВ. При этом значение межфазного натяжения составляет 0.1–0.01 мН/м. Добавление КПАВ рекомендуется производить непосредственно в соляную кислоту перед приготовлением КМЭ.

Для реализации технологии воздействия на ПЗП кислотными микроэмульсиями необходимы следующие материалы:

– комплексный ПАВ Синол Кам (ТУ 2482–001–48482528–98);

– соляная кислота по ГОСТ 857–78;

– изопропиловый спирт по ГОСТ 9805–69 или ацетон технический по ГОСТ 2768–84;

– катионоактивное ПАВ ИВВ-1 по ТУ 2482–013–013164401–94;

– вода техническая по ГОСТ 24902–81.

Комплексный ПАВ Синол Кам — смесь амфолитных и катионного ПАВ (четвертичное аммониевое соединение, получаемое конденсацией третичного аминов и бензилхлорида), представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до желтого цвета. Хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне. Не растворим в нефти.

Соляная кислота HC_l — бесцветная прозрачная жидкость, смешивающаяся во всех отношениях с водой, имеет плотность 1154–1188 кг/м³, вязкость при 20°С — 2 мПа×с, температуру замерзания — минус 55–58°С.

Плавиковая кислота НF представляет собой водный раствор фтористого водорода, имеет плотность 1128 кг/м³, температуру кипения 120°С.

Изопропиловый спирт — бесцветная прозрачная жидкость, смешивающаяся во всех отношениях с водой и органическими растворителями. Температура вспышки — 22.5°С; самовоспламенения — 400°С.

Ацетон — бесцветная прозрачная жидкость, смешивающаяся во всех отношениях с водой и органическими растворителями. Температура вспышки — минус 18°С; самовоспламенения — 465°С.

РДН-0 (ТУ 2458–001–21166006–97) — это природный асфальтосмолистый и металло-порфириновый концентрат компонентов нефти, позволяющий отмывать АСПО в породе.

Критериями подбора скважин для обработок КМЭ являются:

– снижение проницаемости пласта-коллектора за последние 4–6 месяцев (снижение продуктивности на 50 %);

– зональная и слоистая неоднородность пласта (коэффициент расчлененности 1–10, песчанистости 0,1–1);

– герметичность эксплуатационной колонны и отсутствие ЗКЦ;

– очищенный от осадка интервал перфорации.

Технология КМЭ была реализована в скважине 1 Воронцовского месторождения в 2008 г. Общая эффективность от проведения мероприятия составила 2759 т. нефти при продолжительности эффекта 176 дней. Прирост дебита нефти после мероприятия составил 22,4 т/сут.

Технология обработки призабойных зон скважин кислотными растворами типа КСПЭО-2 иКПАС

Состав КСПЭО-2 представляет собой водный раствор смеси минеральных кислот и кислотного модификатора, содержащего поверхностно-активные вещества, в строго определенном соотношении, и сочетает в себе свойства гидрофобизатора пористой среды и деэмульгатора водонефтяных эмульсий. Он обладает высокой проникающей способностью в поровое пространство нефтенасыщенной части пласта вследствие низкого межфазного натяжения на границе «состав-нефть», эффективно предотвращает образование стойких высоковязких нефтекислотных эмульсий, разрушает водонефтяные эмульсии, диспергирует АСПО, способствует обработке коллектора на большую глубину.

Используемые реагенты:

– кислотный модификатор МК-2;

– ингибированная соляная кислота (ТУ 4814–42 или ТУ 6–01–714–77);

– вода техническая по ГОСТ 24902–81.

В целях снижения себестоимости работ состав КСПЭО-2 может поставляться в концентрированном виде (КСПЭО-2 марки Б), и разводиться пресной водой в соотношении 1:0.8 до КСПЭО-2 марки А.

Состав КПАС. Рабочий раствор КПАС представляет собой кинетически и агрегативно устойчивую не расслаивающуюся во времени 2.0–25.0 % водную эмульсионно-дисперсную систему (ВЭДС), т. е. дисперсную систему прямого типа. При закачке такой системы в призабойную зону пласта происходят одновременно процессы эффективного экстрагирования и диспергирования компонентов АСПО и других кольматирующих пласт неорганических осадков (частиц глины, сульфида железа, гидроокисей Са, Mg, A1 и др.). В качестве примера можно привести следующий состав — 15 %HC_l+0.5 %ОЭДФ+1 %РДН-О по технологии «ОТО Продакшен».

Данный состав не только ускоряет процессы расплавления и растворения АСПО, но и интенсифицирует так же растворение глинополимерных и прочих отложений, кольматирующих призабойную зону скважины. При этом под воздействием НПАВ и РДН-0, происходит диспергирование и переход кольматирующих отложений в водную фазу в виде маловязкой эмульсионно-дисперсной системы прямого типа, хорошо фильтруемую в водонасыщенные участки пласта, т. е. систему, не требующую ее удаления из скважины. Обладая высокими поверхностно-активными свойствами, данная система при фильтрации в продуктивный пласт повышает проницаемость коллектора по отношению к нефти и, наоборот, снижает проницаемость по отношению к воде. Помимо того, содержание оксиэтилендифосфновой кислоты (ОЭДФ) в составе КПАС в диапазоне концентрации 1–14 масс %, предотвращает образование в пласте нерастворимых солей фторидов кальция, магния и др.

Для приготовления состава КПАС применяют следующие хим. реагенты:

– ингибированная соляная кислота (ТУ 4814–42 или ТУ 6–01–714–77);

– реагент РДН-0 (ТУ 2458–001–21166006–97);

– техническая вода (пластовая, подтоварная, пресная и т. д.).

Проведение солянокислотных ванн и обработок реализуется по стандартной технологии СКО с помощью штатного нефтепромыслового оборудования:

– кислотовозы УНЦ-160–40, СИН-32–100, АНЦ-32–50 и т. п.;

– цементировочный агрегат типа ЦА-320М;

– автоцистерны АЦ-10, АЦН 11–257, АЦН-7; 5–5334 и т. п.

На Воронцовском месторождении технология обработки призабойных зон кислотными растворами типа КСПЭО-2 и КПАС применялась в скважине 3 в 2012 г. Прирост дебита нефти после мероприятия составил 13 т/сут. Общая эффективность от проведения мероприятия — 5255 т. нефти при продолжительности эффекта 404 дня.

Эффективность мероприятий по обработке призабойной зоны скважин Воронцовского месторождения:

№скв	Дата	Технология	Режим до ГТМ			Прирост qн после ГТМ, т/сут	Доп. добыча нефти, т	Продолж. эффекта, дн.
			qж,	qн,	обв.,
			т/сут	т/сут	%
1	2008	КМЭ	32,5	10,8	58,6	22,4	2759	176
3	2012	КПАС	35,9	13,3	62,7	13	5255	404.1

Литература:

1. Михайлов Н. Н. Проницаемость пластовых систем. Москва, 2006 г.
2. .В. М. Густов, А. М. Хатшуллин, В. С. Асмовский, В. Г. Зюрин, Ф. Х. Сайфутдинов. Промысловые испытания технологий реагентных обработок. Нефтяное хозяйство — М., 1996 г.
3. Ишмурзин А. А. Оборудование и инструменты для подземного ремонта, освоения и увеличения производительности скважин: Учеб. пособие. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003 г.
4. Ибрагимов Л. Х., Мищенко И. Т., Челоянц Д. К. Интенсификация добычи нефти — М. Недра, 2000 г.