ТЕХНОЛОГИЯ СОЛЯНОКИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК ДЛЯ УСЛОВИЙ ВЫРАБОТКИ НЕФТИ НА АРЛАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

В представленной работе проведён анализ эффективности при применении метода интенсификации в добыче нефти, называемый «солянокислотная обработка». Факторами, влияющими на успешность процесса обработки, проведённого в ПАО «Белкамнефть», являются рассматриваемые нами приросты дебита у нефти и жидкости, а также коэффициенты продуктивности у нефти до обработки и после неё, а также удельные объёмы закачки кислоты. Те СКО, которые используются при применении KR-1HK, смогли показать более эффективные результаты, нежели простые СКО. В месторождении большая часть скважин показала наличие положительной динамики после проведения процесса СКО, что непосредственно отразилось на росте коэффициента продуктивности. Согласно результатов проведённого анализа делаются выводы о дальнейшем применении рассмотренных методов по интенсификации нефтяной добычи на месторождениях, принадлежащих ПАО «Белкамнефть».

Призабойные зоны пласта (ПЗП) являются одной из главных составляющих внутри гидродинамической системы пласт-скважина. Процесс обработки скважин с использованием соляной кислоты нашёл самое широкое распространение из-за своей сравнительной простоты, дешевизны, а также часто встречающихся пластовых условий благоприятных для того, чтобы её применять. Продукты реакции при взаимодействии соляной кислоты и породы хорошо растворимы в воде, поэтому удаление их из ПЗП сложности не представляет. При многократных повторениях обработки для каждой из последующих операций растворяющая способность у раствора должна будет увеличиваться за счёт наращивания объёма закачиваемого раствора, увеличения концентрации кислоты, увеличения скоростей закачки. Исходя из результатов проведения обработок ПЗП и физико-химического состава продуктивных терригенных коллекторов залежей нефти на месторождении, с целью интенсификации притока нефти (уменьшения скин-фактора) в добывающих скважинах рекомендовано применение кислотных составов серии КСПЭО-3Т (кислотные составы противоэмульсионные комплексного действия). Основные характеристики и особенности применения КСПЭО-3Т. КСПЭО-3Т обладает кислотным составом с рядом преимуществ, в сравнении с глинокислотой, а именно:

1.Высокий уровень проникающей способности внутрь порового пространства нефтенасыщенной части пластов вследствие низкого уровня межфазного натяжения у границы кислотный состав–нефть. В таблице 1 показывает сравнительную характеристику межфазного натяжения КСПЭО-3Т и глинокислоты с разной нефтью.

Таблица 1.

Межфазное натяжение на границе КСПЭО –3Т с различными нефтями

2. Эффективное предотвращение процесса образования высоковязких стойких нефтекислотных эмульсий, которые способны привести к различным осложнениям при процессе освоения скважин после осуществления кислотной обработки. В таблице 2 приведён характер взаимодействия разных кислотных составов и нефтей. В случае использования КСПЭО-3Т не образуются эмульсии даже при присутствии продуктов реакций кислотного состава и породы. Нефть после отстаивания обладает теми же параметрами, что и до обработки её кислотными составами.

Таблица 2.

Результаты взаимодействия кислотных составов с нефтями

3. Замедление скорости реакций состава и породы в два раза больше в сравнении с глинокислотой.

4. Состав КСПЭО-3Т обладает более высокими диспергирующими способностями относительно АСПО. Размеры частиц АСПО в процессе диспергирования в составах не превышает 1 мм. В процессе диспергирования в глинокислоте с отсутствием добавок происходит образование частиц размером свыше 7 мм.

3. После окончания обработки составом КСПЭО-3Т образцов керна, проницаемость для нефтяных слоёв возрастает на 30-50 %.

Чтобы обрабатывать терригенные продуктивные пласты с глинистостью, не превышающей 5 % добывающих скважин рекомендуют применять кислотные составы комплексного действия под названием КСПЭО-3Т [см. 1,21].

При глинистости обрабатываемого коллектора 5-10 % содержание плавиковой кислоты в КСПЭО-3Т должно быть снижено в 2 раза.

При выборе скважин-кандидатов для проведения КСПЭО –3Т рассматривались следующие параметры: снижение дебитов по нефти и жидкости во времени, обводненность продукции (меньше 50%), пластовое давление, забойное давление.

В качестве скважин-кандидатов выбраны добывающие скважины с дебитами нефти ниже среднего (17,2 т/сут) для данного объекта. В таблице 3 представлены скважины-кандидаты и значения определяющих параметров.

Таблица 3.

Значения определяющих параметров по скважинам для КСПЭО –3Т

По скважине №13024 за 18 месяцев произошло снижение дебита нефти/жидкости с 15,2/19,5 т/сут до 5,6/8,9 т/сут. Эта скважина работает продолжительное время, накопленный отбор по ней составляет 57510т нефти. Уровень пластового давления 8,47 МПа снизился ниже уровня давления насыщения, составляющего 10,38МПа. Первая из КСПЭО–3Т в скважине проведена была при освоении. Она дала значительный рост дебита. Повторные обработки при низких забойных давлениях могут вызвать определённые проблемы в процессе проведения операции, однако высокое давление при продавливании кислоты способствует снижению скорости реакции, увеличению глубины проникновения в пласт кислоты, охвату кислотными растворами малопроницаемых участков и пластов, что значительно увеличивает эффективность процесса кислотных обработок.

По скважине №13649 за 18 месяцев произошло снижение дебита нефти/жидкости с 21,7/27,5 т/сут до 7,1/9,1 т/сут. Пластовое давление равно 11,65 Мпа. Скважина находится в зоне влияния нагнетательных скважин 323 и 321, которые пущены под закачку в 2018 году. Проведение кислотной обработки призабойной зоны может способствовать преждевременному обводнению скважины. Если дебит скважины при повышении давления от закачки воды в этой зоне пласта не повысится, то следует провести очистку призабойной зоны с помощью КСПЭО –3Т.

По скважине №13520 за 18 месяцев произошло снижение дебита нефти/жидкости с 19,4/23 т/сут до 2/2,3т/сут. Это самое большое уменьшение дебита. При пластовом давлении 14,08 Мпа близком к начальному 15,3 Мпа снижение дебита возможно связано с закупоркой призабойной зоны.

На основании проведенного анализа, предлагается на скважине № 13520 провести КСПЭО –3Т, с целью улучшения состояние ПЗП и получить дополнительную добычу нефти.

Технологический эффект определяется количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после КСПЭО –3Т. Расчет выполним исходя из фактически проведенных обработок.

Таблица 4.

Эффективность проведения КСПЭО –3Т

Дополнительная добыча нефти после проведения КСПЭО –3Т на 3 скважинах составила 1103 т на 1 скважину. Средняя продолжительность эффекта – 529 суток. Средняя нефтенасыщенная толщина для этих скважин составляет 3,2 м, следовательно, удельная дополнительная добыча нефти после проведения КСПЭО –3Т на 1 м составит 345 т/м.

Список литературы:

1. Поплыгин В.В., Белоглазова Е.А., Иванова А.С. Анализ результатов проведения кислотных обработок в сложных геолого-технических условиях// Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2014. № 10. с. 83-90
2. Влияние искривленности ствола и геохимических процессов в пластах на срок службы скважин / А.Г. Шакрисламов, Ю.В. Антипин, Б.Р. Гильмутдинов, Н. Р. Яркеева // Нефтяное хозяйство. 2016. №6. С. 112-115.
3. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. М.:ООО «Недра-Бизнесцентр», 2016. 565 с.
4. OGCI/PetroSkills Hydraulic Fracturing Applications, Alfred R. Jennings, Jr. PE Enhanced Well Stimulation, Inc. 2013. 168 с.
5. Анализ результатов ОПР. Уфа: ООО «БашНИПИНефть», 2015. 126 с.
6. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления. – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – 252 с.
7. Кульбак С. Теория информативности и статистики. – М.: Наука, 2017. – 408 с.