CC BY
100ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ
УДК 622.276.4; 622.276.6; 622.279.4; 622.279.6
Л.Ф. Давлетшина, к.т.н., Л.А. Магадова, д.т.н., проф., М.А. Силин, д.х.н., проф.,
О.Ю. Ефанова, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина Ф.З. Исмагилов, ОАО «Татнефть»,
Р.М. Ахметшин, ООО «Татнефть - АктюбинскРемСервис»
КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН. СТАРЫЕ ПРОБЛЕМЫ -НОВЫЕ РЕШЕНИЯ
По последним данным успешность проведения классических кислотных обработок с применением соляной и грязевой кислот на многих месторождениях не превышает 30%. Для сокращения затрат на проведение работ хорошо себя зарекомендовала технология с использованием колтюбинговых установок. На базе исследований загрязнений из ПЗП нагнетательных скважин и системы поддержания пластового давления (ППД) совместными усилиями ученых РГУ нефти и газа и специалистов ОАО «Татнефть» была разработана и успешно внедрена многоступенчатая технология, основанная на применении ПАВ-кислотного состава с использованием колтю-бинговой установки.
Наиболее широко и повсеместно для интенсификации работы нагнетательных скважин применяют кислотные обработки (КО).
Несмотря на многолетний опыт применения и большой объем проведенных исследований, направленных на совершенствование и повышение эффективности кислотных обработок, значительная часть работ не дает положительных результатов. По опубликованным в различных источниках данным, успешность проведения кислотных обработок (КО) на многих месторождениях не превышает 30%.
Это связано с различными осложнениями, возникающими в процессе работ:
• сложности, возникающие при перевозке в емкостях и перекачке кислоты по наземному оборудованию и насоснокомпрессорным трубам, вызванные вы-
сокой коррозионной агрессивностью раствора;
• сложности, возникающие в связи с высокой скоростью реакции кислотного раствора с породой;
• образование вторичных осадков после нейтрализации кислот;
• сложности, возникающие при освоении скважин, в связи с высоким меж-фазным натяжением на границе кислотный раствор - углеводород;
• сложности, возникающие при контакте растворов соляной и грязевой кислот с нефтью за счет образования осадков асфальто-смоло-парафинистых отложений (АСПО) и стойких эмульсий.
В результате происходят большие затраты на проведение ремонта: использование специальной техники КО, использование рабочего времени бригады КРС, нельзя исключить и опасности проводимых работ.
Снизить затраты на проведение работ можно с помощью передовой и получившей широкое применение на западе технологии с использованием непрерывных (гибких) труб (ГТ) - колтюбинговых установок. Экономическая целесообразность применения ГТ проверена временем:
• сокращается время на проведение работ;
• не производится глушение скважин;
• не производится подъем труб Н КТ, так как ГТ спускают в трубу НКТ.
Процесс удешевляется, а в результате положительного эффекта не наблюдается: скважина с нулевой приемистостью - остается с нулевой приемистостью.
Для решения этой проблемы необходимо, прежде всего, разобраться с состоянием забоя и призабойной зоны нагнетательных скважин (ПЗС): что
таблица 1. Анализ проб воды из системы ппд
№ П/П V, л плотность масса осадка, г FE общ. Мг/л твч, г/л
1 1,31 1,068 0,238 10 0,182
2 1,30 1,059 2,628 55,5 2,022
3 1,52 1,046 0,773 12,1 0,508
5 1,33 1,061 1,964 11,25 1,471
6 1,42 1,072 0,561 3,5 0,395
7 1,39 1,062 1,174 9,5 0,842
8 1,58 1,102 0,166 11,5 0,105
таблица 2. анализ проб, полученных при свабировании нагнетательных скважин
№ обр рн минерал. г/л катионы, г/л Анионы, г/л
Са+2 Мд+2 Na+ К+ Fe+3 а- SO42-
1 3,64 29 2,1 0,7 3,1 1,6 0,1 17,0 4,40
2 2,73 290 20,4 9,3 73,8 18,7 0,1 161,9 5,80
3 4,95 291 25,2 6,6 74,2 0,1 0,1 165,3 0,20
4 6,01 203 17,0 4,3 52,6 12,7 0,2 116,2 0,00
5 5,84 260 20,9 5,4 65,8 17,5 0,1 148,2 2,10
6 2,72 250 20,6 12,1 68,6 0,8 0,8 143,1 3,90
7 6,05 204 16,8 1,6 55,3 8,3 0 119,3 2,70
таблица 3. результаты работ, проведенных в 2007 году
№ п/п скважина время проведения работ приемистость скважин, М3/сут
До обработки После обработки
1 12899 20-23.09.2007 0 при 165 ат 87 при 154 ат
2 9352а 26-28.09.2007 0 при 150 ат 120 при 150 ат
3 3624а 26-29.11.2007 0 при 155 ат 115 при 155 ат
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ
таблица 4. результаты работ, проведенных в 2008 году
№ п/п скважина нгду данные по план-заказу приемистость, м3/сут приемистость скважин, м3/сут
до ремонта планируемый До обработки После обработки
1 2395Д АН 6 при 145 ат 50 при 145 ат 5 при 145 ат 110 при 120 ат
2 3064 АН 12 при 120 ат 50 при 120 ат 12 при 120 ат 110 при 120 ат
3 6596 ЕН 47 при 60 ат 150 при 60 ат 80 при 60 ат 160 при 40 ат
4 1675 ЕН 5 при 65 ат 130 при 65 ат 62 при 100 ат 155 при 90 ат
5 6355б ЛН 10 при 170 ат 150 при 170 ат 0 при 180 ат 100 при 180 ат
6 12915 ЛН 11 при 165 ат 150 при 165 ат 0 при 145 ат 114 при 120 ат
7 3911 ЛН 20 при 180 ат 120 при 180 ат 56 при 160 ат 120 при 155 ат
8 1790а ЛН 39 при 168 ат 200 при 168 ат 60 при 160 ат 120 при 130 ат
же не разрушается растворами кислот, применяемыми при классической КО. Начиная со стадии строительства скважины в призабойную зону вносятся вещества, способные коль-матировать поровое пространство (глинистые частицы, промывочной жидкости). В процессе дальнейшей эксплуатации количество кольмати-рующих веществ только увеличивается (железо, неорганические соли, АСПО).
Нами были исследованы загрязнения из ПЗП нагнетательных скважин и системы поддержания пластового давления (ППД). Было выявлено, что в пробах из системы ППД количество твердых взвешенных частиц (ТВЧ) незначительно, от 0,105 до 2,022 г/л, тогда как железа в них большое количество (доходит до значения 55,5 мг/л), результаты представлены в таблице
1. Также известно, что в нагнетательные скважины периодически попадает эмульсионный слой со станции первичной подготовки нефти. При исследовании же проб, полученных при свабировании из ПЗП,оказалось, что железа в них мало, что видно из данных представленых в таблице 2. Таким образом, можно сделать вывод,
что железо в виде комплексов загрязнений с АСПО, солями и глинами, сосредотачивается в ПЗП.
При обработке такого комплекса загрязнений соляной кислотой могут образоваться нерастворимые осадки, кольматирующие ПЗП безвозвратно. Совместными усилиями ученых РГУ нефти и газа и специалистов ОАО «Татнефть» была разработана технология, основанная на применении ПАВ-кислотного состава с использованием колтюбинговой установки. Эта технология, помимо сокращения затрат на КО позволяет удалять не только твердые взвешенные частицы, но и такие коль-матанты, как соли, тяжелые углеводороды, железо.
Технология включает несколько последовательных обработок с выносом продуктов реакции отдельными пачками растворов с помощью колтюбинговой установки:
• промывка забоя раствором многофункционального ПАВ (Нефтенола К) на минерализованной воде для отмыва загрязнений АСПО в стволе скважины;
• кислотная ванна раствором соляной кислоты с Нефтенолом К для лучшего отмыва забоя от загрязнений и очист-
ки перфорационных отверстий, чтобы обеспечить связь с пластом для закачки следующей пачки кислотного раствора в ПЗС;
• продавка в ПЗП пачки раствора су-хокислоты СК-ТК 4 с Нефтенолом К для отмыва пласта от загрязнений, представленных соединениями железа.
У предложенной технологии, по сравнению с классической КО, есть ряд преимуществ: быстрота проведения работ, простота приготовления составов, низкая коррозионная активность составов по отношению к промысловому оборудованию, отсутствие осложнений в работе, более глубокое воздействие на пласт сухокислоты СК ТК 4 с многофункциональным ПАВ Нефтенолом К, обработка ПЗС без образования осадков и эмульсий с соляной кислотой, высокая эффективность, безопасность персонала, работающего непосредственно с кислотами.
В 2007 году были проведены ОПЗ по данной технологии на 3-х скважинах НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть», результаты приведены в таблице 3.
По полученным результатам было принято решение в 2008 году обработать еще восемь скважин. Результаты работ приведены в таблице 4.
таблица 5. результаты анализа проб, полученных при свабировании нагнетательных скважин после обработки пзс пАВ-кислотной композицией
№ п.п. пробы (скв.12899) рн 0, г/см3 общее железо, г/л
1. Из системы ППД 5,5 1,091 0,0113
2. При свабировании после закачки HCl с добавкой «Нефтенола К» 5 1,015 0,0055
3. При свабировании после закачки ПАВ-кислотной композиции на основе сухокислоты «СК-ТК 4» и «Нефтенола К» 4,1 1,05 0,0285
После проведения работ, по предварительной оценке приемистости обработанных скважин ПАВ-кислотным составом, были достигнуты запланированные эффекты, а в некоторых случаях и превышены.
При проведении работ по технологии обработки ПЗС, загрязненных закачкой сточных вод, ПАВ - кислотным составом были предусмотрены следующие этапы: первоначальная промывка НКТ и забоя 1% водным раствором ПАВ, который очищает от АСПО всю обрабатываемую зону скважины и позволяет проводить последующие этапы обработки без осложнений.
Осложнение с которым часто сталкиваются на производстве при закачке соляной кислоты через трубы НКТ: все
загрязнения смываются и попадают в ПЗП, после чего скважина просто не принимает кислотный раствор. В нашем случае водный раствор ПАВ (Нефтенол К) очищает трубы,забой и выносит их на поверхность.
Следующая пачка - раствор соляной кислоты, обработанной ПАВ (Нефтенолом К), очищает трубы, забой и перфорационные отверстия, после чего продукты реакции тоже удаляются.
Третья пачка - сухокислота СК ТК 4 с ПАВ (Нефтенолом К) уже свободно проходит в ПЗП без каких-нибудь осложнений и воздействует на комплексы загрязнений,состоящие в основном из гидратов окислов железа, а также солей и АСПО.
При планировании работ на колтюбинговой установке предполагалось использовать пульсирующую закачку для того, чтобы способствовать продвижению кислотного состава в пласт, этого не понадобилось, так как кислота свободно прокачивалась в пласт. Продукты реакции третьей пачки были также отсвабированны. Для подтверждения предположений, чем вызваны загрязнения скважин, были исследованы пробы, получаемые при свабировании (таблица 5). По предоставленным данным видно, что основное железо выносится после удаления продуктов реакции третьей пачки - после обработки ПЗС сухокис-лотой СК ТК 4 с многофункциональным ПАВ (Нефтенолом К).
Литература:
1. Муслимов Р.Х., Шавалеев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. М. ВНИИОЭНГ, 1995.
2. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М. Наука, 2000.
3. Сургучев М.А. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.М. Недра, 1985.
4. Магадов Р.С., Силин М.А., Гаевой Е.Г., Магадова Л.А., Пахомов М.Д., Давлетшина Л.Ф., Мишкин А.Г. Совершенствование кислотных обработок скважин путем добавки многофункционального поверхностно активного вещества - НЕФТЕНОЛа К. Нефть, газ и бизнес. - 2007. - №1-2. С.93-97
