При разработке продуктивных карбонатных коллекторов наиболее эффективным методом увеличения добычи нефти является проведение различного вида соляно-кислотных обработок скважин, сущность которых заключается в увеличении проницаемости призабойной зоны пласта. В силу вертикальной неоднородности многих эксплуатируемых карбонатных коллекторов традиционные соляно кислотные обработки теряют свою эффективность, и актуальность приобретают исследования механизма отклонения кислоты от трещиноватых водонасыщенных интервалов в менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки.
Ключевые слова: карбонатный коллектор, кислотное воздействие, самоотклоняющийся кислотный состав, дополнительная добыча нефти
When developing productive carbonate reservoirs, the most effective method for increasing oil production is to conduct a different type of hydrochloric acid treatments of wells, the essence of which is to increase the permeability of the bottomhole formation zone. Due to the vertical heterogeneity of many exploited carbonate reservoirs, traditional hydrochloric acid treatments lose their effectiveness and research into the mechanism of acid deviation from fractured water-saturated intervals into less permeable oil-saturated interlayers acquires urgency.
Key words: сarbonate collector, acidic effect, self-deflecting acid composition, additional oil recovery
В настоящее время по месторождениям республики Башкортостан 60 % извлекаемых запасов нефти сосредоточены в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам. Разработка месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, характеризуется низкими темпами отбора, невысокими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН). Средний по месторождениям республики Башкортостан КИН равен 45 %, в то время как в карбонатных коллекторах этот параметр не превышает 25 %. Большая доля карбонатных коллекторов в объёме запасов нефти и газа и их относительно низкая выработка, делает эту группу коллекторов особенно перспективной с точки зрения применения новых технологий интенсификации добычи [1].
Существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин в карбонатных коллекторах. Наибольшее распространение на промыслах получили солянокислотные технологии и их модификации. Последние играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов [2].
Эффективность солянокислотных обработок (СКО) зависит в первую очередь от глубины проникновения кислоты в пласт и от полноты растворения в кислотном растворе коллектора. В процессе обработки призабойной зоны пласта чистой соляной кислотой максимальное ее воздействие на породу происходит в прискважинной зоне. В удаленной же зоне пласта реакция кислоты с породой идет менее интенсивно ввиду потери части ее активности. В результате этого прискважинная зона будет обрабатываться более интенсивно с формированием максимального числа каналов растворения (в тех. литературе — «промоины, червоточины») в ущерб интенсивности формирования последних в удаленной зоне пласта. Кроме того, кислота проникает преимущественно в водонасыщенные зоны и зоны с большей проницаемостью, поэтому эффективность СКО быстро снижается с ростом повторных обработок, проведённых на одной скважине. Отсюда очевидна необходимость отклонения кислоты от более проницаемых зон. Для этого на практике широко применяются так называемые «химические отклонители» соляной кислоты [3].
Традиционно, основной принцип химического отклонения заключается в том, что закачиваемая специальная вязкая жидкость, которая преимущественно поступает в наиболее проницаемые участки обрабатываемой зоны, временно закупоривает их, и потоки кислоты для последующих стадий процесса обработки направляются в менее проницаемые участки. Эффективность данного метода в значительной степени зависит от химического состава применяемых жидкостей. Большинство существующих технологий основано на использовании в качестве отклонителя полимерных жидкостях, главным недостатком которых является тот факт, что после обработки полимерный осадок не разлагается полностью и остается в пласте, являясь причиной дополнительного загрязнения и существенно снижая эффективность кислотной обработки [4].
По технологии двух компаний ООО «Группа компаний «Интехпромсервис» и ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН» предложен кислотный метод воздействия с применением бесполимерного самоотклоняющегося кислотного состава (БСКС). БСКС — это отклонитель на основе ПАВ и органической кислоты. При закачке в скважину БСКС имеет вязкость сопоставимую с вязкостью воды (1–3 мПа∙с). В пласте, по мере реагирования породы с органической кислотой, входящей в состав этого кислотного отклонителя, происходит набор вязкости до 200–250 мПа∙с и временная закупорка созданных каналов. Таким образом, следующая порция кислоты направляется в другие, ранее не затронутые обработкой участки. В табл.1 описана краткая характеристика реагента БСКС.
Таблица 1
Краткая характеристика реагента БСКС
|
Наименование показателя |
Ориентировочные значения |
|
Внешний вид |
Бесцветная, прозрачная, подвижная однородная жидкость без мех.примесей |
|
Плотность кг/м 3 при 20 ОС |
1034 |
|
Динамическая вязкость мПа∙с, 20ОС |
1,9 |
|
Кислотность по хлороводороду, % |
8,3 |
|
Тест на стабильность в присутствии (Fe3+) 2000 ppm |
Выдерживает |
|
Кратность увеличения вязкости при контакте 1:1 с пластовой водой минерал. 130 г/л, кол-во раз, не менее |
10 |
|
Динамическая вязкость системы 100 см3 БСКС + 11,17 г CaCO3, мПа∙с при скорости 511 с-1 |
200 |
|
Время полной нейтрализации БСКС при контакте с мрамором; час, не менее |
20 |
В отделе экспериментальных исследований ООО «БашНИПИнефть» проведены исследования реагента БСКС на образование осадка при смешении композиции с пластовой водой месторождений Башкортостана, а также определена возможность выпадения вторичного осадка при нейтрализации карбонатом кальция.
Для испытания взаимодействия с пластовой водой использованы пробы воды, отобранные со Знаменского месторождения (плотность 1175 кг/м3) и Абдуловского месторождения (плотность 1180 кг/м3). Соотношение кислоты и пластовой воды составило 1:1, время выдержки — 3 ч. В табл. 2 приведены результаты контакта БСКС и проб пластовой воды, из которых следует, что при контакте состава с пластовой водой месторождений Башкортостана вторичные осадки не образуются, но происходит увеличение вязкости смеси в 14–15,4 раз.
Таблица 2
Результаты взаимодействия БСКС ипроб пластовой воды
|
Исследуемый состав |
Динамическая вязкость, мПа∙с |
Наличие осадка |
|
БСКС |
1,9 |
- |
|
Смесь БСКС и пластовой воды Знаменского м-я |
33,9 |
нет |
|
Смесь БСКС и пластовой воды Абдуловского м-я |
28,8 |
нет |
В качестве образцов карбоната кальция были использованы мраморные пластинки. Растворение мрамора в композиции проводили при 20°С до прекращения выделения углекислого газа, образующегося в процессе нейтрализации. По окончании опыта контролировали наличие осадка, мути или взвеси.
Нейтрализация состава заняла 24 ч. Остаточная кислотность по хлороводороду составила 1 %. Динамическая вязкость отработанного состава составила 2185 мПа∙с.
В результате эксперимента выявлено, что нейтрализация БСКС сопровождается выпадением вторичного осадка (рисунок 1), количество которого составило 9,7 г/л (превышение нормы в 194 раза). Согласно нормативам РП-17–04–01, содержание вторичного осадка не должно превышать 0,5 г/л.
Рис. 1. Осаждение вторичного осадка при нейтрализации БСКС (слева пластинка до нейтрализации, справа — пластинка после нейтрализации)
Следующий вид исследования заключался в определении вероятности образование нефтекислотных эмульсий при контакте состава с пластовой жидкостью Знаменского месторождения.
Риски образования эмульсий и выпадения тяжелых компонентов нефти проверены на пробе пластовой жидкости, отобранной с Знаменского месторождения. Плотность пробы составляет 850 кг/м3, обводеннность — 3 %. Рассмотрено поведение смеси в различных соотношениях нефти и БСКС, в течение 30 минут при пластовой температуре (27 0С). Результаты экспериментов представлены в табл. 3
Таблица 3
Результаты образования НКЭ
|
Соотношение нефти иБСКС |
Разделение нефтекислотной эмульсии,% |
Наличие кольматанта на сите |
||
|
Через 5 мин |
Через 10 мин |
Через 30 мин |
||
|
3:1 |
80 |
100 |
100 |
нет |
|
1:1 |
60 |
63 |
79 |
нет |
|
1:3 |
68 |
76 |
100 |
нет |
Таким образом, БСКС с пробами нефти, отобранных с объектов проведения опытно-промышленных испытаний (ОПИ), нефтекислотных эмульсий и органического осадка не образует.
Также было проведено тестирование замедляющей способности реагента.
Замедляющие свойства состава контролировали гравиметрическим методом по растворению карбонатного материала при комнатной температуре. В качестве карбоната кальция использованы мраморные пластинки. Соотношение объема кислотного состава к площади пластин 3мл: 1см. Результаты экспериментов представлены в виде кривых растворимости мрамора и изменения динамической вязкости (рисунок 2).
Рис. 2. Кривые изменения динамической вязкости и растворимости мрамора в БСКС
Замедляющие свойства определены по отношению к кривой растворимости 8 %-го раствора ингибированной соляной кислоты «СНПХ- НСlи» без добавок. Как видно из графика, БСКС обладает замедляющими свойствами, время растворения карбоната кальция увеличивается, причем растворение мрамора происходит лишь на 40 % за 8 ч реакции.
Динамическая вязкость состава увеличивается от 1,9 мПа∙с до 386 мПа∙с (в 203 раза).
На Знаменском месторождении ОАО АНК «Башнефть» были проведены ОПИ по ОПЗ с применением БСКС на трех скважинах.
Скважина № 1 вступила в эксплуатацию 30.06.1989 по объекту СТур (интервал перфорации 1676.4–1685.6). Дата появления воды 03.07.1989. Дебит жидкости до обработки составлял 6 м3/сут, дебит нефти — 3 т/сут, продуктивность — 0.09 м3/сут∙атм, обводенность — 42 %. Проведена кислотная ОПЗ с применением БСКС. Дебит жидкости после обработки составил -23.8 м3/сут, дебит нефти -10.7 т/сут, продуктивность — 0.38 м3/сут.∙атм, обводенность — 49.2 %. Таким образом продуктивность пласта возросла на 0.29 м3/сут∙атм, а прирост дебита нефти равен 7.7 т/сут. Период эффективности ОПЗ на данный момент не закончен и составляет уже более 250 суток, дополнительная добыча нефти составляет 952 тонны.
Скважина № 2 вступила в эксплуатацию 19.01.1987 по объекту СТур (интервал перфорации 1626.8–1637). Начальный дебит жидкости составил 2.8 м3/сут, дебит нефти — 2.5 т/сут. Дата появления воды 01.02.1996. Дебит жидкости до обработки составлял 8 м3/сут, дебит нефти — 6 т/сут, продуктивность — 0.27 м3/сут.∙атм, обводенность — 13 %. Проведена кислотная ОПЗ с применением БСКС. Дебит жидкости после обработки составил 16.8 м3/сут, дебит нефти — 10.7т/сут, продуктивность — 0.46 м3/сут.∙атм, обводенность — 20.3 %. Таким образом продуктивность пласта возросла на 0.19 м3/сут.∙атм, а прирост дебита нефти равен 4.7т/сут. Период эффективности ОПЗ на данный момент не закончен и составляет уже более 250 суток, дополнительная добыча нефти составляет 944 тонны.
Скважина № 3 вступила в эксплуатацию 26.02.1993 по объекту СТур (интервал перфорации 1563–1572). Дата появления воды 09.03.1993. Дебит жидкости до обработки составлял 3 м3/сут, дебит нефти — 2 т/сут, продуктивность — 0.06 м3/сут.∙атм, обводенность — 30 %. Проведена кислотная ОПЗ с применением БСКС. Дебит жидкости после обработки составил 6.7 м3 /сут, дебит нефти — 4.2 т/сут, продуктивность -0.12 м3/сут.∙атм, обводенность — 29.8 %. Таким образом продуктивность пласта возросла на 0.06 м3/сут.∙атм, а прирост дебита нефти равен 2.2 т/сут. Период эффективности ОПЗ на данный момент закончен, дополнительная добыча нефти составляет 216 тонн.
В таблицу 4 сведены данные по всем обработкам по технологии кислотной ОПЗ с потокоотклонителем на основе бесполимерного самоотклоняющегося кислотного состава.
Таблица 4
Показатели эффективности кислотных обработок сприменением БСКС на скважинах Знаменского месторождения турнейского яруса
|
Скв |
Прирост дебита нефти, т/сут |
Кратность прироста Кпр |
Обводненность до,% |
Обводненность после,% |
|
№ 1 |
7,7 |
4,22 |
42 |
49,2 |
|
№ 2 |
4,7 |
1,7 |
13 |
20,3 |
|
№ 3 |
2,2 |
2 |
30 |
29,8 |
На рисунке 3 представлены показатели эффективности кислотных обработок с применением БСКС.
Рис. 3. Показатели эффективности кислотных обработок с применением БСКС
Как видно из рисунка 10, максимальный эффект получен на скважине № 1, прирост дебита нефти составил 7,7 т/сут, кратность прироста коэффициента продуктивности составила 4,7.
Выводы по технологии БСКС
- Приготовленный состав БСКС представляет собой однородную бесцветную жидкость с плотностью 1034 кг/м3 и динамической вязкостью 1,9 мПа∙с.
- При контакте состава с пластовой водой Абдуловского и Знаменского месторождений Башкортостана вторичные осадки не образуются.
- БСКС с пробами нефти, отобранных с объектов Знаменского месторождения проведения ОПИ, нефтекислотных эмульсий и органического осадка не образует.
- Проведены ОПИ по ОПЗ с применением БСКС на 3 скважинах, по всем скважинам получен прирост дебита нефти, который составил 7.7, 4.7, 2.2 т/сут.
Таким образом, следует признать проведение ОПИ по ОПЗ с применением бесполимерного самоотклоняющего кислотного состава ЗАО «НТЦ Геотехнокин» эффективным. Технология рекомендуется к промышленному внедрению на месторождениях республики Башкортостан.
Литература:
- Карпов А. А., Повышение эффективности кислотных обработок высокообводненных скважин в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах. 2005. С. 28–32.
- Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах / Телин А. Г. и др. // Нефтяное хозяйство. 2001. № 8. С. 26–74.
- Андреев А. В., Совершенствование технологий кислотных обработок скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах. 2009. С. 12–17.
- Пестриков А. В., Политов М. Е. Самоотклоняющиеся кислотные системы на основе вязкоупругих ПАВ: эксперимент и модель // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. 2013. № 4, с. 529–562.
- Новые кислотные составы для селективной обработки карбонатных порово-трещиноватых коллекторов / Шипилов А. И. и др. // Нефтяное хозяйство. № 2. 2012. С. 80–83.
- Лысенков А. В. Современные представления об интенсификации добычи нефти из неоднородных обводненных карбонатных коллекторов / А. В. Лысенков, Ю. В. Антипин, Р. Н. Якубов, А. В. Чеботарев // Сервисные услуги в добыче нефти: материалы науч.-техн. конф./ ООО «Башнефть-Сервисные Активы»; УГНТУ. — Уфа: РИЦ УГНТУ, 2014. — С. 92–96
- Лысенков А. В. Особенности и перспективы разработки карбонатных коллекторов / А. В. Лысенков, Е. А. Максимов, А. К. Сахибгареев, Р. Н. Якубов // Сервисные услуги в добыче нефти: материалы науч.-техн. конф./ ООО «Башнефть-Сервисные Активы»; УГНТУ. — Уфа: РИЦ УГНТУ, 2014. — С. 97–102
