Телефон: 8-800-350-22-65
WhatsApp: 8-800-350-22-65
Telegram: sibac
Прием заявок круглосуточно
График работы офиса: с 9.00 до 18.00 Нск (5.00 - 14.00 Мск)

Статья опубликована в рамках: Научного журнала «Студенческий» № 10(180)

Рубрика журнала: Технические науки

Секция: Технологии

Скачать книгу(-и): скачать журнал часть 1, скачать журнал часть 2

Библиографическое описание:
Темишев Р.М. МЕТОД ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ СПЕЦИАЛЬНЫМИ КОМПОЗИЦИОННЫМИ СОСТАВАМИ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ // Студенческий: электрон. научн. журн. 2022. № 10(180). URL: https://sibac.info/journal/student/180/244572 (дата обращения: 28.06.2022).

МЕТОД ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ СПЕЦИАЛЬНЫМИ КОМПОЗИЦИОННЫМИ СОСТАВАМИ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ

Темишев Рустамбек Муратович

магистрант, Казахстанско-Британский Технический Университет

Казахстан, г. Алматы

АННОТАЦИЯ

Авторы статьи акцентируют внимание на проблемах, возникающих при добыче углеводородов, когда происходит снижение продуктивности скважин и в целом эффективности всего процесса добычи. Выявленные причины предполагают применение ряда методов и технологий, позволяющих направленно интенсифицировать добычу, повышать дебет скважин. При этом далеко не всегда применение только одного метода или технологии даёт положительный результат.

В статье даётся поэтапное описание проведённых работ по интенсификации добычи одной скважины с последовательным применением технологий соляно-кислотной обработки (СКО) и термогазохимического воздействия (ТГХВ).

 

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, углеводороды, интенсивность добычи, карбонатный коллектор, призабойная зона пласта, кислотная обработка, термогазохимическое воздействие (ТГХВ), хелаты.

 

Проблема повышения интенсивности добычи углеводородов остаётся одной из актуальнейших как в теории, так и в практике нефтегазодобывающих технологий. Дело в том, что при разработке месторождения наступает момент, когда с течением времени происходит снижение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), что определяется целым рядом причин. Как показывает практика, снижение отдачи скважины может обусловливаться наличием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), выпадением солей, набуханием глинистого цемента породы коллектора, как правило, если в его составе преобладает монтмориллонит; в случае проникновения буровых растворов и жидкостей глушения и др. [1]. В результате этих процессов происходит снижение проницаемости скважины, а это, в свою очередь, отрицательно сказывается на её дебете. Более того, может привести и к его полному отсутствию.

Цель данной работы – рассмотреть основные проблемы, возникшие в процессе добычи на месторождении, и дать описание технологических решений, позволяющих интенсифицировать отдачу скважины.

Обработка призабойной зоны месторождения Х. проводилось в отношении скважины А-6 вследствие падения интенсивности добычи: карбонатный коллектор был загрязнён в процессе бурения буровым раствором на основе барита. Кроме того, первоначальная проницаемость коллектора была низкой.

Скважина A6 представлена двумя перфорированными интервалами 4313-4343 м, 4353- 4383 м. Объёмы скважины даны в таб. 1.

Таблица 1.

Объёмы скважины А-6

Объемы скважины/ Элемент конструкции

Внешний диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Внутрен-ний диаметр, мм

Интервал посадки, м

Длина, м

Объем, м3

Колонна

177,8

10,36

157,08

0-3900

3900

75,6

Хвостовик

127

9,19

108,62

3900-4441

541

5,0

Объем затрубного пространства от устья до конца НКТ (затрубный объем скважины при спущенной НКТ)

 

 

0-4290

 

 

53,6

НКТ

89

7,32

74.36

0-3758

3758

16,3

НКТ

73

5,5

62

3758-4290

532

1,6

Экс. колонна до нижнего интервала перфорации

 

 

127

 

 

9,19

 

 

108,62

 

 

4290-4383

 

 

93

 

 

0,9

Экс. колонна ниже НКТ до забоя

 

127

 

9,19

 

108,62

 

4290-4441

 

151

 

1,4

 

На первом этапе был применён метод кислотного воздействия: данные два пласта интенсифицировались 15-типроцентный раствор соляной кислоты. Следует отметить, что этот метод широко применяется в нефтегазодобывающей отрасли и, как правило, достигается определённый положительный эффект [2], [3]. Однако в нашем случае этот метод не дал ощутимых результатов: было нарушено соотношение между скоростью прокачки кислотой и постоянно запланированной температурой, и кислотностью раствора.

С целью решения проблемы интенсификации притока на втором этапе была применена технология термогазохимического воздействия (ТГХВ) с последующей обработкой хелатными соединениями на основе GLDA-4Na (глутаминовой кислоты тетранатриевая соль). Это соединение весьма эффективен для обработки карбонатных пластов (причём в экстремальных условиях), что достигается длительной активностью жидкости и её действия на глубине пласта. В рассматриваемой ситуации это позволило бы создать зону трещиноватости в интервале перфорации, выноса кольматационного материала (барита) из призабойной зоны. Хелаты протравливали карбонатный коллектор и растворяли шлам [4].

На первой стадии обработки была осуществлена продавка жидкости ТГХВ в призабойную зон с применением 10 м3 (1+4+5) жидкости ТГХВ.

С целью оптимизации расходов и в связи с тем, что приёмистость скважины почти отсутствовала, проводилось закачивание сниженного объёма жидкости, поскольку отсутствовала уверенность в возможности инициировать достаточные проницаемости призабойной зоны для полного охвата всей мощности пласта.

Процедуры и объёмы закачки жидкости ТГХВ сводились к следующим (таб. 2).

Таблица 2.

Процедуры и объёмы закачки жидкости ТГХВ на скважине А-6

№ п/п

Процедуры

Показатели

1

Спуск ГНКТ и очистка забоя скважины

-

2

Полное замещение жидкости в скважине (1 цикл). Тест на приемистость

 

2 м3

3

Замещение ТГХВ солевым раствором на забой через НКТ

 

1 м3 + 16,9 м3

4

Закрытие затруба и продавка ТГХВ в пласт

5 м3

5

Техотстой. Наблюдение за падением давления

6-12 часов

6

Открытие затруба

-

7

Замещение ТГХВ солевым раствором на забой через НКТ

 

4 м3 + 13,9 м3

8

Закрытие затруба и продавка ТГХВ в пласт

8 м3

9

Техотстой. Наблюдение за падением давления

6-12 часов

10

Открытие затруба

-

11

Замещение ТГХВ солевым раствором на забой через НКТ

 

5 м3 + 12,9 м3

12

Закрытие затруба и продавка ТГХВ в пласт

9 м3

13

Техотстой. Наблюдение за падением давления

6-12 часов

14

Открытие затруба.

-

15

Тест на приемистость. Отработка скважины

2 м3

 

При подготовке 1 м3 Бинарной Системы ТГХВ SteamFlow использованы следующие концентрации (таб. 3).

Таблица 3.

Состав и концентрации БС ТГХВ SteamFlow

п/п

Реагент

Код

Объём

1

Нитрит натрия

НН

300 кг

2

Аммиачная селитра

АС

349 кг

3

Вода

В

575 л

4

Стабилизатор

АВ

93 л

 

Закачка систем SteamFlow осуществлялась в три этапа с постепенным наращиванием объема закачек (1 м3, 3м3, 6м3) с перепродавкой в пласт по следующей процедуре (таб. 4).

Таблица 4.

Процедуры и объёмы закачки систем SteamFlow на скважине А-6

№ п/п

Процедуры

Показатели

Стадия 1

1

Подготовлен объём жидкости БС ТГХВ

1 м3

 

- проверен pH завезенной технической воды (подтвержден нейтральный баланс жидкости)

-

 

- перед подготовкой основного объёма проведен контрольный замес смеси – проверка на стабильность с замером температуры

-

2

Через линию глушения закачан раствор ТГХВ при открытом затрубе и замещение раствора ТГХВ на забой

Продавка

Расход

1 м3

 

16,9 м3

500 л/мин (максимально возможный)

3

Закрыт затруб, продавлен раствор ТГХВ в пласт

Расход

5 м3

130 л/мин (при давлении 550 бар)

4

Техотстой. Наблюдение за падением давления

12 часов

5

Открыт затруб для стравливания давления и отработки

-

Стадия 2

1

Через линию глушения закачан раствор ТГХВ при открытом затрубе и замещение раствора ТГХВ на забой

Продавка

Расход

 

3 м3

14 м3

450 л/мин

2

Закрыт затруб

Продавка раствора ТГХВ в пласт

Расход

 

8 м

200 -300 л/мин

3

Техотстой. Наблюдение за падением давления

12 часов

4

Стравливание остаточного давления через затруб

-

5

Отработка скважины на амбар

12 часов

Стадия 3

1

Через линию глушения закачан раствор ТГХВ при открытом затрубе.

Замещено раствора ТГХВ на забой.

Продавка

Расход

 

 

6 м3

11 м3

450 л/мин

2

Закрыт затруб, продавка раствора ТГХВ в пласт

Расход

9,3 м3

300 л/мин

(при 550 бар).

3

Техотстой. Наблюдение за падением давления

12 часов

 

На первой стадии успешно закачано 1 м3 SteamFlow в пласт. Результатом обработки было возникновение притока, что обуславливалось реакцией жидкости в пласте и образования повышенного давления за счёт образования газообразного азота. Последующая закачка показала улучшение приёмистости пласта: образование зон трещиноватости, вынос кольматационного материала из призабойной зоны.

На второй стадии создание зоны приёмистости позволило закачать 3 м3 жидкости SteamFlow, а скорость закачки была увеличена со 150 л/мин на первом этапе до 200-300 л/мин. Увеличение объёма закачки способствовало и увеличению общей энергетики реакции, тем самым обеспечив стабильный вынос материала из пласта.

На третий стадии, которая прошла по той же схеме, что и две первых, приёмистость последовательно и стабильно возросла до 300 л/мин. При этом, поскольку объём реагента был больше, стало возможным зафиксировать начало реакции разложения системы SteamFLOW, что полностью соответствовало результатам лабораторных тестов и подтвердило проведённое моделирование процессов. Запуск реакции позволил скорректировать в дальнейшем и план работ по скважине А-8, так как было получено полное подтверждение поведения жидкости в пласте.

Таким образом, проведённые работы показали возможность прогнозирования не только значительного увеличения проницаемости призабойной зоны, но и энергетики процесса за счёт увеличения объёмов закачки жидкости SteamFlow.

После процедур проводилась обработка раствором CarboFlo с хелатными соединениями GLDA-4Na.

Как известно, хелаты в отличие от кислот имеют иной механизм взаимодействия с породой. Эти соединения образуют координационную связь с ионами металлов, захватывая ион в «клещи», тем самым переводя его в раствор. Скорость такой реакции существенно ниже, в связи с чем при высоких температурах активное соединение может значительно глубже проникнуть в пласт и растворить породу. Лабораторные исследования показали, что хелатные соединения значительно эффективнее образуют сквозные червоточины в тестах core-flood (прокачки состава через керн. Если соляная кислота разрушает поверхность керна уже при 65⁰С, хелаты способны эффективно образовывать червоточины без разрушения поверхности при 176⁰С и выше.

Хелатные соединения имеют ряд дополнительных преимуществ по сравнению с традиционными кислотными системами. При высоких забойных температурах достаточно сложно обеспечить коррозионную защиту подземного оборудования при использовании кислот. Но большинство хелатных соединений практически не требуют ингибиторов коррозии.

Учитывая полученные слабые результаты с применением HCL  не только в скважине А-6, но и А-5, А-8, была запланирована обработка созданных трещеневатостей после применения ТГХВ раствором CarboFlo на основе концентрата хелатов GLDA-4Na с кислотностью pH 3,8. Поскольку при этом присутствует эффект замедленной реакции, то прогнозировалось, что именно за счёт этого будет достигнуто более глубокое проникновение в пласт в сравнении с HCL при отсутствии осадков и сохранении целостности пласта и подземного оборудования.

Процедуры и объёмы обработки скважины хелатами иллюстрирует таб. 5.

Таблица 5.

Процедуры и объёмы обработки хелатами скважины А-6

№ п/п

Процедуры

Показатели

1

Заполнение скважины через НКТ/затруб

максимум 17 м3 2% KCL (либо пресная вода+ стабилизатор глин)

2

Закачка предварительной ванны:

 

2.1

CarboFlo. Затруб открыт

1,5 м3

2.2

Техвода. Затруб открыт

16,4 м3

2.3

Техвода. Затруб закрыт

1,5 м3

3

Техотстой

4 часа

4

Заполнение скважины раствором CarboFlo с открытым затрубом с выкидом жидкости из затруба на амбар/коллектор

17,9 м3

5

Продавка + перепродавка техводой

30 м3

5.1

CarboFlo. Затруб закрыт

1 м3

5.2

Техвода. Затруб закрыт

30 м3

6

Техотстой

12 часов

7

Освоение

 

 

Итак, после проведения закачек ТГХВ с промежуточными растравливаниями, скважина была снова переведена на солевой раствор и была проведена закачка хелатного раствора в 2 стадии (таб. 6).

Таблица 6.

Процесс закачки и объёмы хелатного раствора

№ п/п

Процедуры

Показатели

1

Промывка скважины после стадии ТГХВ и замещение на раствор 2% NaCl через НКТ с открытым затрубом

18 м3

2

Тест на приемистость

300 л/мин при 550 бар

3

Закачка ванны на растворе CarboFlo

Расход

2 м3

460 л/мин

4

Продавка до перфораций и техотстой

4 часа

5

Закачка раствора CarboFlo

Заполнение хвостовика и НКТ рабочим раствором при открытом затрубе

Расход

17.5 м3

 

 

460 л/мин

6

Закрытие затруба и докачка оставшегося объёма CarboFlo при закрытом затрубе

1,75 м3

7

Продавка + перепродавка технологической жидкостью Закачка в НКТ при закрытом затрубе

Расход

23 м3

 

300 л/мин

8

Техотстой

12 часов

 

Несмотря на то, что работы были выполнены выше градиента разрыва пласта (с учетом низкой проницаемости коллектора), любой адекватный расход закачки привел бы к разрыву пласта, так как жидкость не успевала бы фильтроваться по матрице коллектора). Кроме того, характер падения давления указывает на присутствие естественной трещиноватости коллектора. Каждая последующая закачка приводила к увеличению мгновенного давления.

Подобное поведение характерно для низкопроницаемых коллекторов, когда закачанная жидкость не успевает от фильтроваться в пласт и тем самым локально увеличивает напряжение в пласте. При этом следует отметить значительное увеличение приемистости пласта по сравнению как с предыдущими попытками стимулирования притока на скважине, так и в процессе проведения работ. Так, после прохождения хелатов общие потери на трение снизились более чем на 30% при тех же параметрах закачки. Этот факт говорит о снятии призабойных ограничений проведенными закачками.

После закачки жидкостей интенсификации был проведен ряд мероприятий по освоению скважин. Ситуация осложнилась отсутствием ГНКТ, запланированном в качестве основного средства при освоении по плану работ, но, тем не менее, проведенные технологические процедуры продемонстрировали имеющийся потенциал скважин, как при наборе давления при техотстое, так по динамике выброса пачек нефти и газа. Причем обе скважины показывали приток по 8-16 часов подряд.

При освоении наблюдаются следующие осложнения:

- процесс освоения замедляется вследствие притока кольматирующего материала из пласта, как из призабойной зоны, так и из более глубоких зон;

- на данный момент отсутствует чёткое понимание в отношении компонентного состава притока на разных стадиях, но, тем не менее, определенная плотность жидкости 1,11-1,14, а также визуальный обзор свидетельствуют о том, что основным материалом являются компоненты бурового раствора;

- на первом этапе освоения наблюдался выход прореагировавшего хелатного раствора. В силу особенности химической реакции хелатный раствор при воздействии на карбонатную породу вбирает в себя растворимые соли кальция и тем самым утяжеляется. Визуально наблюдается плотная жидкость белого цвета, которая не смешивается с водой и нефтью. Однако в скважину было закачено примерно по 20 м3 хелатного состава. Практически весь закачанный объем был отработан в первые двое суток освоения.

В скважину стала поступать жидкость темного цвета с повышенной плотностью и вязкостью. Наблюдался выход такой жидкости пачками, которые явно ограничивали приток нефти и газа. Сколько такого материала находится до сих пор в пласте и на забое, пока не известно.

По скважине в режиме свабирования в настоящее время наблюдается выход практически только бурового раствора, удельный вес которого в процессе бурения продуктивной части разреза данной скважины достигал свыше 2,2 г/см3.

Итак, для проблемных скважин интенсификация притока может стать оптимальным решением с целью повышения ее продуктивности. Интенсификация притока предусматривает применение ПГХВ и обработку хелатами.

В результате обработки были достигнуты улучшения приёмистости коллектора, а также его продуктивных способностей, поэтому в случае повторного подхода к данной скважине рекомендуется провести ГИС для определения интервала приёмистости и увеличения объёмов закачки со ступенчатым закачиванием и обеспечением диверсификации приёмистости на весь интервал.

Опыт работ, технологическое и математическое обоснование показывает, что проведение работ по ТГХВ RC позволит создать локальную зону воздействия давления, что обеспечит создание трещин в призабойной зоне пласта в радиусе 10-15 метров. Расчётное увеличение давление на забое ожидается порядка 100 -120 атм. Это обеспечивается тем, что реакция будет происходить в пласте.

При дальнейших работах, на более мощных пластах, можно разбить закачку на несколько ступеней, и, таким образом, провести отклонение закачки за счёт возникающих давлений реакции.

 

Список литературы:

  1. Зиновьев А.М., Карпунин Н. А. Особенности кислотных обработок в условиях высокотемпературных коллекторов // Вестник Евразийской науки. – 2018. - №6 // https://esj.today/PDF/75NZVN618.pdf
  2. Гейхман М. Г., Исаев Г. П., Седов Н. Е. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов: обз. инф. Сер: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных в. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – 104 с.
  3. Хамзина Б. Е., Джусупкалиева Р. И. Методы повышения нефтеотдачи пласта: учеб. пособие - Уральск: ЗКАТУ им. Жангир хана, 2016. - 127 с.
  4. Заграничный С., Солнышкин Д., Хлестов И., Медеуов Н. Отчет о проведении работ по обработке призабойной зоны. Скважина А-6 (20 сентября 2020 г.). – Temir Energy Central Asia, 2020. – 19 с.

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом