МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «Х»

АННОТАЦИЯ

В статье произведен анализ применяемых методов ОПЗ на объекте месторождения Х. На основании данного исследования были предложены рекомендации для дальнейшего использования данной технологии с максимальным эффектом.

Ключевые слова: обработка призабойной зоны пласта, скин-фактор, ингибиторы, увеличение добычи.

Введение

Влияние негативных факторов (наличие твёрдых частиц, фильтратов бурового раствора и жидкостей глушения, водонефтяных эмульсий, а также продуктов распада жидкости ГРП) может снизить продуктивность добывающих скважин. В этой связи комплекс мероприятий по обработке эксплуатационного фонда должен быть направлен на очистку в скважинах призабойной зоны пласта и восстановление его фильтрационных характеристик. Максимальная эффективность при воздействии на забой пласта достигается совместным использованием физико-химических методов (закачка кислотных составов и растворителей) и технических средств, обеспечивающих удаление кольматирующих веществ и продуктов химических реакций из порового пространства коллектора.

Методика подбора скважин-кандидатов к проведению ГДИ

В начале 2016 года после выполнения МГРП на скважинах №№ 91, 92, 93, 132 при освоении скважин была получена стойкая к самостоятельному разрушению водонефтяная эмульсия. Данная эмульсия ухудшала подготовку нефти на ЦПС. Были проведены специальные лабораторные исследования, согласно которым практически было подтверждено формирование эмульсий второго рода при взаимодействии нефти с продуктами распада жидкости ГРП (вода в масле). Методика тестирования была следующей:

1. Подготовлена жидкость для ГРП по стандартной процедуре, согласно утвержденной программой ГРП (Таблица 1).
2. Сшитая жидкость ГРП разрушилась при 50С за 2 часа под действием брейкера. Подготовлено 4 пробирки с эмульсией с содержанием

№1 Вход на ЦПС 100% (контрольная).

№2 Вход на ЦПС 100% + 0,1% жидкости ГРП.

№3 Вход на ЦПС 100% + 1% жидкости ГРП.

№4 Вход на ЦПС 100% + 10% жидкости ГРП.

Таблица 1

Утвержденная рецептура приготовления 1 м³ жидкости ГРП

В каждую пробирку добавлены деэмульгаторы из расчета: 50 г/т нефтенола + 50 г/т Флэк. Отстой нефти проводился при температуре 25⁰ С в течении времени 30 мин за которое поток нефти проходит через 1-ю ступень.

3. После отстоя производился нагрев эмульсии до 40⁰ С и определялась скорость разделения эмульсии. Для этого через определенные промежутки времени определялось количество выделившейся воды, толщины нефтяного и эмульсионного слоя.

Эффективность ОПЗ зависит от многих факторов, таких как обводнённость продукции, начальная нефтенасыщенность, нефтенасыщенная толщина, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, кратность применения обработок.

Применение кислотных методов интенсификации добычи нефти более эффективно при сравнительно небольшой обводнённости продукции скважин. С увеличением обводнённости рекомендуется применять кислотные составы в сочетании с ПАВ, растворами ПАВ и их различными композициями.

Существуют следующие виды кислотных обработок ПЗП:

• соляно-кислотная обработка (СКО);
• глино-кислотная обработка (ГКО);
• глино-соляно-кислотная обработка (ГСКО);
• комплексная обработка (КОПЗ);
• обработка многокомпонентными кислотными составами (МКС).

Применение комплексных обработок призабойной зоны (КОПЗ) пласта увеличивает эффективность воздействия. В комплекс входят такие технологии как: гидрофобизация ПЗП, декольматация и разглинизация ПЗП, изоляционно-кислотное воздействие, а также различные модификации кислотных обработок глубокого проникновения, направленного и усиленного действия.

При использовании комплекса обязательными являются экспресс-исследования скважин по определению скин-фактора и потенциального дебита, а также операции по очистке призабойной зоны пласта от продуктов реакции с помощью МГД, специальных имплозионных устройств или свабирования.

Следует отметить, что согласно общепринятой технологии приготовления ПСЖГ производителя «Химеко-Сервис» (сервисная компания «Петрохим-Сервис») в качестве водной основы для приготовления ПСЖГ используется исключительно пресная техническая или подтоварная вода (с низким содержанием многовалентных катионов ≤0,5 г/л), которая может быть минерализована солями, содержащими одновалентные катионы (хлорид калия или натрия) до заданной плотности. Обычно для приготовления 1 м³ ПСЖГ используют обычную подтоварную воду, уд.весом 1,01 г/см³, 4 кг полисахарида ГПГ-3, и 4 л сшивателя СПРД. Для повышения стабильности геля во времени (увеличение суток) применяют биоцид «Биолан» из расчета 0,06 л/м³.  Такой ПСЖГ при температуре 850С сохраняет свою структуру порядка 15 суток (Рисунок 1).

Рисунок 1. Реологический тест состава ПСЖГ

Согласно п.210 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» плотность раствора должна предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

• 10 % для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
• 5 % для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.

Кроме того, согласно п.214 тех же правил, в случае если при проектировании и производстве буровых работ (в данном случае работ по ТКРС) со вскрытием продуктивных пластов с забойными давлениями, приближающимися к пластовому (на равновесии) или ниже пластового (на депрессии), можно скорректировать запас удельного веса раствора по совместному решению Заказчика и Подрядчика работ.

Следует отметить, что любые виды ОПЗ на добывающем фонде скважин необходимо выполнять с обязательным вызовом притока с последующей промывкой и вымывом продуктов реакции. В противном случае существует риск выпадения в осадок продуктов реакции и вторичная кольматация коллектора. Для этих целей в горизонтальных скважинах лучше всего использовать комплект ГНКТ с азотирующей установкой, которая позволит после выдержки времени реакции выполнить промывку продуктов распада даже в случае получения после ОПЗ поглощения.

Ниже приведены методы, которые показывают свою эффективность в условиях терригенного коллектора для многих месторождений Западной Сибири.

Технология обработки призабойных зон скважин многокомпонентными кислотными составами (МКС)

В качестве технологий воздействия на призабойную зону пласта можно применять следующие виды МКС:

– технология «МКС-1»;

– технология «МКС-2»;

– многокомпонентный кислотный состав CS-2;

– многокомпонентная присадка к кислоте «КАТОЛ».

Технология «МКС-1»

Область применения – обработка нагнетательных скважин среднепроницаемых пластов с температурой до 100^оС.

Компоненты состава:

• ингибированная глинокислота или соляная кислота;
• поверхностно-активное вещество;
• стабилизатор вторичного осадкообразования;

Основные свойства:

• замедленная скорость реакции с породой;
• низкое межфазное натяжение на границе состав-нефть;
• низкая коррозионная активность;
• предотвращение вторичного осадкообразования;
• предотвращение образования эмульсий с нефтью.

Объёмы закачки – 0,6-2 м³ на 1 м эффективной толщины пласта.

Применяемое оборудование – при закачке композиции используется стандартное оборудование. В случае появления после КОПЗ сильного поглощения, необходимо вызвать приток с помощью свабирования (в условиях КРС), либо с помощью азотирования раствора с ГНКТ.

Технология «МКС-2»

Область применения – обработка добывающих скважин средне- и низкопроницаемых пластов с температурой до 100^оС.

Компоненты состава:

• ингибированная глинокислота или соляная кислота;
• смесь спиртов и кетонов;
• стабилизатор вторичного осадкообразования;
• гидрофобизатор.

Основные свойства:

• замедленная скорость реакции с породой;
• низкое межфазное натяжение на границе состав-нефть;
• низкая коррозионная активность;
• предотвращение вторичного осадкообразования;
• предотвращение образования эмульсий с нефтью;
• предупреждение набухания глинистых минералов.

Объёмы закачки – 0,6-2 м³ на 1 м эффективной толщины пласта

Применяемое оборудование – при закачке композиции используется стандартное оборудование. В случае появления после КОПЗ сильного поглощения, необходимо вызвать приток с помощью свабирования (в условиях КРС), либо с помощью азотирования раствора с ГНКТ.

Компоненты состава:

• соляная кислота;
• плавиковая кислота;
• смесь спиртов и кетонов;
• стабилизаторы вторичного осадкообразования;
• гидрофобизатор.

Основные свойства:

• высокая проникающая способность;
• замедленная скорость реакции с породой;
• низкое межфазное натяжение на границе состав-нефть;
• низкая коррозионная активность;
• предотвращение вторичного осадкообразования;
• предупреждение набухания глинистых минералов.

Объёмы закачки – оптимальный состав и объёмы композиции подбираются индивидуально для каждой скважины на основании программного комплекса с учётом геолого-физических характеристик. Средний объем рабочего раствора составляет 0,6-2,0 м³ на 1 м эффективной толщины пласта.

Применяемое оборудование – при закачке композиции используется стандартное оборудование. В случае появления после КОПЗ сильного поглощения, необходимо вызвать приток с помощью свабирования (в условиях КРС), либо с помощью азотирования раствора с ГНКТ.

Критерии выбора скважин для проведения работ по ОПЗ:

• скважины, имеющие сниженный дебит по сравнению с дебитами окружающих скважин;

• скважины со сниженными фильтрационными характеристиками в околоствольной зоне пласта;

• скважины со снижением дебита в процессе эксплуатации при неизменном или растущем пластовом давлении, либо на скважинах с потерей продуктивности после неправильного глушения.

• нагнетательные скважины с недостаточной приёмистостью;

• добывающие и нагнетательные скважины с высокой степенью неоднородности коллекторских свойств пласта и небольшими работающими толщинами;
• скважины, вступающие в эксплуатацию после длительного бездействия и из консервации;
• добывающие скважины при подключении (достреле) дополнительных ранее не работавших интервалов.

Список литературы:

1. Рекомендации к проведению технологии ОПЗ на объекте БС10 месторождения х / В. А. Савчук, М. Ю. Беручев, И. Е. Черноморченко [и др.] // Научное сообщество студентов XXI столетия. Технические науки : сборник статей по материалам CXXIV студенческой международной научно-практической конференции, Новосибирск, 10 апреля 2023 года. Том 4 (122). – Новосибирск: Общество с ограниченной ответственностью "Сибирская академическая книга", 2023. – С. 70-76. – EDN OSHWWE.
2. Кабиров, А. Н. Численное моделирование влияния градиента порового давления на распространения трещин гидравлического разрыва пласта / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, М. В. Щекотов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 1(144). – С. 23-26. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-144-1-23-26. – EDN QGKYSC.
3. Моделирование процесса распада гидрата метана путем закачки горячей воды / А. Ю. Лыкова, А. Н. Кабиров, Р. Т. Горданов, А. А. Оганесян // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 6(149). – С. 33-37. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-149-6-33-37. – EDN DLSPEA.
4. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень-Курган: Зауралье, 2015.