Разработка и обоснование эффективных комплексных технологий воздействия на скважины с низкой продуктивностью после грп
На правах рукописи
АПАСОВ РЕНАТ ТИМЕРГАЛЕЕВИЧ
РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ КОМПЛЕКСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА СКВАЖИНЫ С НИЗКОЙ ПРОДУКТИВНОСТЬЮ ПОСЛЕ ГРП
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень – 2006
Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)
Научный руководитель - доктор технических наук, профессор
Грачев С.И.
Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук
Клещенко И.И.
- кандидат физико-математических наук
Вольф Альберт Альбертович
Ведущая организация - Научно-исследовательский институт «СибГеоТех»
г. Нижневартовск
Защита диссертации состоится 27 июля 2006 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.
Автореферат разослан 27 июня 2006 года.
Ученый секретарь
диссертационного совета
доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся в стадии снижающейся добычи.
Во всех нефтегазодобывающих компаниях ухудшение структуры запасов и истощение высокопродуктивных залежей приводит к возрастанию при разработке доли трудноизвлекаемых запасов и эксплуатации низкодебитных скважин. При этом успешность геолого-технических мероприятий снижается в связи с обводнением скважин и ухудшением проницаемости пород-коллекторов в призабойной зоне пласта (ПЗП). Подобная тенденция характерна и для месторождений Нижневартовского региона, где в структуре извлекаемых запасов возрастает доля запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым и малопродуктивным полимиктовым коллекторам. В современных условиях, одним из основных методов воздействия на пласт, направленных на повышение продуктивности скважин, стало применение гидравлического разрыва пласта (ГРП). Однако, как показывает опыт применения ГРП на месторождениях Западной Сибири, продуктивность скважин после ГРП в процессе эксплуатации снижается, а при проведении повторных операций возрастает доля неуспешных ГРП. Обусловлено это, как коллекторскими свойствами продуктивных пластов, так и загрязнением ПЗП разного рода кольматантом, включающим мехпримеси, незакрепленного проппанта из пласта-трещины и неразрушенного геля.
Основной частью геолого-технических мероприятий, обеспечивающих повышение эффективности использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири, являются физико-химические методы воздействия на призабойную зону скважин.
Выполняется значительный объем работ по обработке призабойной зоны нефтяных скважин с использованием химических реагентов. Однако эффективность традиционно используемых реагентов невысока и не позволяет в полной мере использовать потенциальные возможности методов. Это приводит к неоправданному расходованию материалов, техники, дорогостоящего оборудования и времени.
Поэтому основное направление диссертационной работы связано с разработкой и обоснованием эффективных комплексных технологий с усовершенствованием технических средств, обеспечивающих восстановление продуктивности скважин с декольматацией ПЗП, снизивших дебит после ГРП, с изучением причин, факторов кольматаций, с подбором эффективных химических композиций в зависимости от состава кольматанта. Внедрение представленных комплексных технологий, сочетающих в себе физико-химическое воздействие на ПЗП, проводимые с ремонтными бригадами и без их привлечения, являются перспективными и актуальными при разработке месторождений Нижневартовского района и других месторождений Западной Сибири. Простота и комбинированность методов при успешном проведении позволяет быстро окупить затраты, а также снизить себестоимость добываемой нефти.
Цель работы
Интенсификация притока нефти к забою скважин с низкой продуктивностью после гидравлического разрыва пласта, путем разработки комплексных технологий с усовершенствованием технических средств и подбором эффективных химических композиций.
Основные задачи исследований:
- Анализ проблемы повышения продуктивности скважин после ГРП месторождений Нижневартовского региона, вскрывших низкопроницаемые и неоднородные коллектора, с целью обоснования использования комплексных технологий воздействия на прискважинную зону пластов со сложным полиминеральным геологическим строением.
- Анализ и обоснование факторов, определяющих эффективность применения ГРП и выявление причин, снижающих продуктивность скважин при эксплуатации.
- Лабораторные исследования состава мехпримесей и характера отложений, снижающих проницаемость ПЗП.
- Разработка и экспериментальное исследование реагентов и составов для комплексной физико-химической обработки ПЗП, и соответствующее развитие комплексной технологии интенсификации притока нефти с использованием многофункционального забойного устройства.
- Испытание и внедрение комплексной технологии в скважинах, с низкой продуктивностью после ГРП.
Научная новизна
- С применением метода канонических корреляций установлена зависимость эффективности ГРП, от величины относительного потенциала собственной поляризации (ПС), произведения проницаемости и эффективной толщины пласта (kh-фактор), массы проппанта крупной фракции. Выявлено, что чем меньше значения параметров ПС и kh-фактора, тем больше вероятность получения высокого коэффициента падения дебита жидкости, а с увеличением доли массы проппанта крупной фракции, увеличивается вероятность получения высокого уровня дебита жидкости после ГРП.
- Лабораторными исследованиями характера и состава материала, поднятого с забоя скважин Хохряковской группы месторождений и керна продуктивных пластов, установлено, что по минералогическому составу забойные отложения преимущественно имеют техногенный характер происхождения.
- Исследованиями ингибирующих свойств комплексных химреагентов выявлено, что добавление в кислотный состав 1% неонола и 10% бутилцеллозольва снижает коррозионную активность состава более чем в два раза. С применением данной композиции разработана комплексная технология повышения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП.
Практическая ценность и реализация результатов исследований
Результаты анализа используются при прогнозировании эффективности ГРП на Хохряковской группе месторождений, а также при подборе скважин-кандидатов и технологии для проведения обработки прискважинной зоны пласта (ОПЗ). Анализируя закономерности изменения дебитов, производиться оценка состояния ПЗП скважин и необходимость проведения ОПЗ.
Разработана комплексная технология (патент № 2270913) ОПЗ полиминеральных коллекторов кислотно-щелочными составами. Экспериментально доказана, что новая последовательность технологических операций повышает эффективность комплексной обработки.
Разработанная комплексная технология ОПЗ применена на Хохряковской группе месторождений и на Ван-Еганском месторождении, что позволило увеличить и восстановить продуктивность скважин, снизивших дебит после ГРП. В результате реализации предлагаемой технологии на 35 добывающих скважинах Ван-Еганского месторождения получена дополнительная добыча нефти в 2004 г. – 18,5 тыс. тонн. В 2005 г. внедрена комплексная технология на 103 скважинах. Накопленная дополнительная добыча составила 110 тыс. тонн нефти. Средний прирост дебита нефти на одну скважину составил 6,8 т/сут. Продолжительность эффекта 6,6 месяцев.
Апробация работы. Основные положения и результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на: региональной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов (Тюмень, 2003 г.); XIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири – 2004» (Тюмень, 2004 г.); научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования Тюменской области «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции» (Тюмень, 2004 г.); научно-технической конференции студентов и аспирантов ТюмГНГУ (Тюмень, 2005 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» Тюменского государственного нефтегазового университета (2003-2006 гг.).
Публикации. По результатам диссертационной работы опубликовано 12 работ, в том числе 3 статьи, 8 тезисов докладов, получен патент на способ обработки призабойной зоны скважины.
Объем и структура работы. Диссертационная работа изложена на 159 страницах машинописного текста, содержит 45 таблиц, 44 рисунока. Состоит из введения, 4-х разделов, основных выводов и рекомендаций. Список использованных источников включает 103 наименования.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулирована основная цель работы, поставлены задачи теоретических и экспериментальных исследований.
К настоящему времени учеными и специалистами накоплен определенный опыт, разработаны технические средства и технологии воздействия на ПЗП с целью интенсификации притоков нефти. Этому направлению посвящены многочисленные работы А.А. Аббасова, В.А. Амияна, Г.И. Баренблатта, Ю.Е. Батурина, А.А. Боксермана, Г.Г. Вахитова, И.М. Галлямова, В.А. Гребенникова, С.А. Жданова, Л.Х. Ибрагимова, И.Т. Мищенко, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.А. Поддубного, Б.М. Сучкова, М.М. Саттарова, Гадиева, В.А. Блажевича, Н.И. Хисамутдинова, А.К. Ягафарова и многих других.
В первом разделе рассмотрены геологические и гидродинамические особенности юрских отложений группы месторождений Нижневартовского района, определяющие условия применения методов интенсификации добычи нефти.
Продуктивные пласты месторождений сложены чередованием глинистых, алевролитовых, мелкозернистых песчаных прослоев с низким содержанием карбонатных пород. Обломки пород до 70 % представлены зернами кварца и полевого шпата, цемент коллекторов пленочно-поровый, карбонатно-глинистого состава, а глинистый материал цемента коллекторов представлен хлоритом, с преимущественным содержанием каолинита.
Исследованиями Хабарова В.В. и Шпурова И.В. (ЗапСибНИИГГ) петрофизической модели горизонта ЮВ1 Хохряковского месторождения, установлено:
- коллекторы с содержанием каолинита в глинистом цементе (более 75 %) относятся к группе коллекторов с высоким фильтрационным потенциалом (ВФП);
- коллекторы с содержанием каолинита менее 75 % относятся к коллекторам с низким фильтрационным потенциалом (НФП).
На основании исследований нефтенасыщенных кернов, выполненных автором совместно со Смышляевой М.Д. и Шпуровым И.В., установлено, что граничное значение проницаемости для активно дренируемых коллекторов оценивается в интервале значений 4 – 5·10-3 мкм2.
Отличия в механизме вытеснения нефти выделенных групп коллекторов подтверждены анализом результатов промыслово-геофизических исследований (рисунок 1), проведенных по 118 скважинам. Выявлены крайне низкие значения коэффициентов работающих толщин как в добывающих (Крт = 0,26), так и в нагнетательных скважинах (Крт = 0,34). Подключение пропластков в работу находится в прямой зависимости от их характеристики по ПС. Вероятность подключения пропластков с емкостной характеристикой по ПС < 0,75 (что соответствует Кпр=1-4·10-3 мкм2) составляет 17 – 23 %. Более проницаемые отложения подключаются в работу с вероятностью 53 – 56 %.
Рисунок 1 - Вероятность подключения пропластков в разработку с разным значением пс по добывающим и нагнетательным скважинам Хохряковского месторождения
Проведенный анализ распределения выявленных литологических типов пород в продуктивных пластах Хохряковского месторождения показал, что наибольшая доля ВФП приурочена к пачке «б» пласта ЮВ12 (76,6 %), наименьшая – к пластам ЮВ11 и ЮВ13 – 28,5 % и 32,9 % соответственно.
Таким образом, следует констатировать, что от 23,4 до 71,5 % от общей нефтенасыщенной мощности пласта, не могут быть вовлечены в активную разработку. Осуществление эффективного поддержания пластового давления в слабодренируемых коллекторах затруднено и, соответственно, предполагается эксплуатация таких зон на естественном режиме.
Результаты анализа петрофизической и гидродинамической моделей продуктивного горизонта ЮВ1 Хохряковской группы месторождений определили применение дифференцированного подхода к разработке коллекторов с различной структурой запасов и планированию в активно дренируемых коллекторах комплексного физико-химического воздействия с целью дестабилизации зоны кольматации, созданной в пласте на добывающем фонде скважин.
Выполнен анализ оценки состояния ПЗП скважин при вскрытии продуктивного пласта на примере Хохряковского месторождения. Результаты показывают, что при первичном вскрытии продуктивных отложений репрессии достигали 13-40 % от пластового давления, которые привели к формированию зоны заполненной тонкодисперсной фазой бурового раствора с последующим ее закреплением в каналах порового пространства. В результате этого в ПЗП происходит изменение физических свойств пород, формирование дефектной зоны пласта, которая определяется по результатам испытания в открытом стволе и подтверждается данными геофизических и гидродинамических исследований (рисунок 2).
Рисунок 2. Кривые восстановления давления по скважине 53р: а - после бурения при испытании КИИ-146, б - после проведения ГРП
Обычно кривые восстановления давления (КВД) при испытании пластов в процессе бурения имеют прямолинейную форму, но КВД в скв. 53р Пермяковского месторождения, испытанной комплексом испытательного инструмента (КИИ) имеют два участка с различными уклонами. Начальный участок, имеющий большой угол наклона () обусловлен ухудшением свойств коллектора в прискважинной зоне вследствие кольматации фильтратом бурового раствора. При значении первоначального пластового давления 25,2 МПа приток составил 3 м3/сут при депрессии на пласт 8,6 МПа. Кольматация ПЗП подтверждена гидродинамическими исследованиями после проведения ГРП в 2006 г. с последующим освоением азотной установкой и записью КВД. При освоении в пробах наблюдался вынос глинистой фракции.
Основной причиной снижения продуктивности добывающих скважин низкопроницаемых коллекторов являются загрязнение фильтрационных каналов пласта компонентами, среди которых в большей степени выделяют мехпримеси (в виде взвеси железистых осадков), продуктов бурения, а также продукты проведения ГРП (остатки геля и мелкодисперсный разрушенный проппант) и АСПО. Превалирующее значение в компонентах загрязнения ПЗП (для добывающих скважин) имеют соединения железа, образующиеся в результате коррозийных процессов (Fe2O3, FeO) и химических превращений в присутствии серосодержащих соединений (FeS), а также частицы породы пласта, такие как СаСO3, SiO2, CaSO4 в сочетании с высокоактивными компонентами нефти. Таким образом, состав компонентов, загрязняющих призабойные зоны добывающих скважин, требует дифференцированного подхода к выбору технологических жидкостей для ОПЗ.
Второй раздел посвящен анализу влияния геологических и технологических факторов на эффективность ГРП и выявлению причин снижения продуктивности скважин после ГРП. Широкомасштабное внедрение ГРП более 710 операций до 2004 г. и проведение последующей оптимизации режима работы этих скважин обеспечило почти двукратное увеличение среднего дебита нефти в целом по месторождению. В 145 случаях на скважинах проводились повторные ГРП по причинам снижения или окончания эффекта. Выявлены две группы скважин в зависимости от изменения среднего дебита жидкости. Первая группа, где средний дебит жидкости после ГРП в процессе эксплуатации стабилен или возрастает, и вторая группа, где средний дебит жидкости после ГРП снижается в 2 раза, возвращаясь к первоначальному уровню. Количество скважин во второй группе составляет 40 % от общего количества. При проведении повторных обработок максимальный дебит жидкости после ГРП составляет 29,5 т/сут и по нефти 23 т/сут (на 22 % выше, чем при первых ГРП). Однако, при повторных обработках темп падения эффекта выше, чем при первых (на 40 % по нефти и на 54 % по жидкости), а по ГРП, проведенных в третий раз, темп падения дебитов выше, чем при повторных ГРП.
По общей группе скважин проведен статистический анализ зависимости эффективности ГРП от совокупности геологических и технологических факторов методом канонических корреляций. Определены зависимости между группами геолого-технологических параметров и показателей эффективности ГРП. Наибольшее влияние на параметры эффективности проведения ГРП (прирост дебита жидкости после ГРП, дополнительная добыча нефти, дебит жидкости и коэффициент падения дебита жидкости), оказывают следующие параметры (в порядке убывания): ПС, параметр kпрhэф, объем жидкости носителя, масса проппанта крупной фракции и удельная масса проппанта. Предположено, что система «пласт-трещина» обладающая более высокими значениями установленных параметров в процессе эксплуатации после ГРП имеет относительно низкие темпы снижения дебита жидкости, и соответственно менее подвержены воздействию факторов, снижающих проницаемость ПЗП.
Для подтверждения статистических зависимостей проведены гидродинамические исследования фильтрационных емкостных характеристик ПЗП на скважинах №№ 144, 374, 1535 до и после повторных ГРП с определением коэффициентов продуктивности, гидропроводности, пьезопроводности пласта и величины скин-эффекта. К примеру, результаты обработки КВД по скв. № 144 Хохряковского месторождения показали, что после проведения первого ГРП значение скин-фактора составило 1,97. Повторный ГРП увеличил продуктивность скважины в 1,69 раз, при этом гидропроводность увеличилась 1,15 раз, скин-фактор изменился с 1,97 на -0,97, что свидетельствует о некотором улучшении фильтрационно-емкостных свойств (таблица 1), однако потенциальный дебит не был достигнут, несмотря на высокие коллекторские свойства по ГИС и расположения скважины в очаге системы заводнения. В процессе обработки забоя скважины гидровакуумной желонкой после ГРП в составе поднятого шлама были также обнаружены: плотная глинистая фракция, незакрепленный проппант и неразрушенный гель. Для определения характера осадка проведен лабораторный анализ с определением минералогического и гранулометрического состава. Проведение третьего ГРП с большеобъемным количеством проппанта не улучшили параметры работы этой скважины. Аналогично проведены расчеты определения параметров по КВД на скважинах №№ 1535 и 374, по которым загрязнение ПЗП не отмечено, и показатели на порядок выше, чем по скв. № 144, хотя геолого-физические условия одинаковы. Результаты исследований подтверждают, что процесс трещинообразования приводит к улучшению скин-фактора. Выявлена очистка ПЗП, связанная с выносом кольматанта и получением полной связи с матрицей основного пласта.
Таблица 1. Результаты обработки КВД скважины № 144 Хохряковского месторождения до и после проведения ГРП
| Дата | Дебит, м3/сут | Гидропро-водность, Д·см/сПз | Проницаемость, мД | Пьезопро-водность, см2/сек | Приведен-ный радиус скважи- ны,м | Скин-фак тор | Продуктив ность, м3/(сут·атм) |
| 02.03.01 | 6 | 10,5 | 2,8 | 160,9 | 0,717 | 1,97 | 0,631 |
| 21.10.02 | 30 | 12,1 | 3,2 | 185,9 | 0,038 | -0,97 | 1,068 |
Анализ промысловых данных и исследований показывает, что проведение повторных и большеобъемных ГРП не исключает снижения продуктивности скважин. Основной причиной последнего является снижение проницаемости системы «пласт-трещина» уже в процессе освоения и эксплуатации скважин из-за кольматации ПЗП глинистыми мехпримесями, окислами и гидроокислами железа, твердыми карбонатными частицами, отложениями АСПО и неразрушенной жидкостью гидроразрыва. Снижение проницаемости в созданной трещине происходит в связи с разрушением расклинивающего агента, наличием мелких частиц пласта и технологических жидкостей гидроразрыва. Поэтому для восстановления работоспособности таких скважин необходимо проведение работ по воздействию на ПЗП с применением высокоэффективных технологий ОПЗ с учетом всех геолого-физических условий конкретных объектов и состава кольматанта.
В третьем разделе работы выполнены лабораторные исследования по совершенствованию химических составов, применяемых при ОПЗ, и на соответствующей разработке технологии комплексного воздействия на ПЗП.
Как известно, для растворения породообразующих минералов, в условиях Нижневартовского региона, признано наиболее целесообразным использование состава из соляной и плавиковой кислот. Например, экспериментальными исследованиями Трофимова А.С., Мазаева В.В. и Ромазанова Д.Ш. кислотных составов и композиций растворителей на наборных моделях пласта ЮВ установлено, что максимальной растворяющей способностью обладает стандартная кислотная композиция, включающая 12 % соляную и 3 % плавиковую кислоты. А введение в состав добавки взаимного растворителя – бутилцеллозольва, который препятствует адсорбции растворенных компонентов и диспергированных частиц на поверхности породы, способствует их лучшему удалению из порового пространства.
Учитывая сложный состав кольматанта, предлагается использование кислотного состава гидросульфата натрия с добавлением водорастворимых ПАВ (неонол) для эффективного растворения железистых кольматирующих образований и глиносодержащих пород в ПЗП. Лабораторными исследованиями установлено, что для растворения кольматирующих образований, содержащих глинистые и железистые соединения, оптимальным является раствор гидросульфата натрия 10-12 % концентрации. Гидросульфат используется как отдельно, так и совместно с другими кислотами. Установлена возможность получения стойкой эмульсии, состоящей из гидросульфата натрия, нефтенола с нефтью и углеводородного растворителя.
Проведены лабораторные исследования по оценке изменения фильтрационно-емкостных параметров образцов породы со скважины 823 Ван-Еганского месторождения после последовательного воздействия на них химическими композициями. На первом этапе с целью растворения карбонатной составляющей породы через образец прокачивали кислотную композицию из соляной кислоты с гидросульфатом натрия и ПАВ (1 % об. нефтенол). Вторым этапом – использовали глинокислоту с гидросульфатом и ПАВ, что позволяет растворять глинистые составляющие образцов. Третьим этапом - закачали композицию из взаимного растворителя, щелочи, с последующей продавкой углеводородным растворителем (нефрас) и дизтопливом. Данная композиция позволит растворить щелочно-растворимые минералы и глинистые составляющие породы, позволит отмыть продукты реакции от кислотных композиций. Установлено, что после фильтрации комплексной композиции через искусственно загрязненный керн проницаемость керна возрастала до 85 % к исходной. Анализ результатов фильтрационных экспериментов показывает, что закачка в поровое пространство химических композиций в определенной последовательности приводит к увеличению коэффициента вытеснения, пористости, проницаемости по воде и по нефти. Это в целом способствует уменьшению остаточной нефтенасыщенности, которая выражается в увеличении проницаемости по воде после воздействия (рисунок 3). Для установления наиболее эффективной концентрации химических реагентов проведены лабораторные исследования с использованием теории планирования эксперимента. Результаты каждого опыта регистрировались в рабочей матрице планирования эксперимента (таблица 2).
Интерпретация полученного в ходе эксперимента статистического материала позволила рекомендовать рецептуру комплексного состава, состоящего из: технологического кислотного раствора (12 % HCl + 3 % HF), 10 % раствора NаHSO4, взаимного растворителя – 10 % бутилцеллозольва, дизельного топлива + нефрас, щелочи К2СО3 (или Na2CO3).
Рисунок 3. Результаты физического моделирования процесса вытеснения нефти водой после обработки образцов комплексными химическими композициями:
а – проницаемость по нефти, б – коэффициент вытеснения
Таблица 2. Матрица планирования и результаты эксперимента
| Номер опыта в матрице | Случайный порядок реализации опытов | x1 | x2 | x3 | y1, % | y2, % | y3, г/м2ч | D | |||
| код | % | код | % | код | % | ||||||
| 1 | 2 | - | 8 | - | 0,1 | - | 5 | 1,11 | 38,9 | 98,7 | 0,25 |
| 2 | 6 | + | 12 | - | 0,1 | - | 5 | 2,2 | 37,3 | 116 | 0,40 |
| 3 | 1 | - | 8 | + | 1,9 | - | 5 | 1,9 | 41,1 | 38,1 | 0,39 |
| 4 | 7 | + | 12 | + | 1,9 | - | 5 | 2,93 | 39,6 | 60,6 | 0,49 |
| 5 | 3 | - | 8 | - | 0,1 | + | 15 | 3,3 | 70,3 | 77,9 | 0,73 |
| 6 | 8 | + | 12 | - | 0,1 | + | 15 | 3,01 | 66,5 | 100,2 | 0,68 |
| 7 | 4 | - | 8 | + | 1,9 | + | 15 | 3,4 | 90,2 | 31,4 | 0,84 |
| 8 | 5 | + | 12 | + | 1,9 | + | 15 | 3,41 | 89,1 | 49,8 | 0,83 |
Применение разработанных комплексных химических композиций в определенной последовательности способствует восстановлению проводимости пористой среды и, как следствие, увеличивает продуктивность добывающих скважин.
На основании полученных результатов лабораторных исследований разработан способ обработки прискважинной зоны пласта (патент РФ № 2270913), относящийся к области интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах. Цель нового способа - повышение эффективности обработки ПЗП неоднородного коллектора и искусственно созданных трещин после ГРП, загрязненных кольматантом комплексного состава, за счет селективного воздействия на низкопроницаемые заглинизированные пропластки.
В данном способе включено последовательное закачивание в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоне. Предварительно (перед закачиванием технологических растворов) временно блокируют неоднородные по проницаемости пропластки пласта путем последовательной закачки с заданным давлением и расходом обратной углеводородной эмульсии и взаимного растворителя. Затем закачивают каждый технологический раствор реагента с заданным давлением и расходом, причем в раствор кислоты добавляют гидросульфат щелочного металла. В качестве нейтральной среды используют взаимный растворитель, а щелочной раствор задавливают в пласт заданным объемом углеводородного растворителя. После чего проводят технологическую выдержку, удаляют продукты реакции и осуществляют вызов притока из пласта.
В углеводородной эмульсии внутренней фазой является водный раствор гидросульфата щелочного металла. В качестве внешней фазы обратной углеводородной эмульсии используют углеводородные растворители: дизтопливо или нефрас. В качестве взаимного растворителя используют головную фракцию этил- и/или бутилацетатного производства (ГФЭП и/или ГФБП) с добавкой алифатических спиртов или бутилцеллозольв. Для обработки терригенных коллекторов используют глинокислоту, а для обработки карбонатных коллекторов используют соляную кислоту. В качестве щелочного раствора используют карбонаты натрия или калия. В технологические растворы добавляют поверхностно-активное вещество, при это используют водорастворимые ПАВ в количестве 1-1,5 % от объема кислотного и/или щелочного раствора.
Закачивают в пласт химическую композицию на каждом этапе в объеме, равном объему пор обрабатываемой части призабойной зоны. Удаляют продукты реакции и осуществляют вызов притока из пласта путем спущенной в скважину насосной установкой или свабированием, или компрессированием инертным газом. Эффективность предложенного способа подтверждается многочисленными (более 130 скважино-операций) опытно-промысловыми работами.
В четвертом разделе приведены результаты внедрения комплексной технологии ОПЗ на Ван-Еганском месторождении.
Комплексные методы ОПЗ в Нижневартовском регионе, в период с 1999 по 2001 гг. были испытаны на Самотлорском, Хохряковском, Кошильском, Нивагальском и Ван-Еганском месторождениях. В начальный период применения технология комплексных методов ОПЗ пласта включала поэтапное кислотно-щелочное воздействие и освоение методом свабирования. В 2001 г. технология была усовершенствована включением в комплекс поинтервального гидроволнового воздействия на пласт и применением при освоении струйного насоса.
В качестве рабочих агентов использовались кислотные и щелочные составы, представленные плавиковой и соляной кислотами, а также раствором кальцинированной соды. Воздействие проводилось до тех пор, пока не будет получен требуемый приток из пласта. Однако до 2004 г. использование кислотных и щелочных составов имело не высокую успешность, и приготовление осуществлялось без учета состава комплексного кольматанта выносимого после ГРП. Разработка нового способа позволила увеличить эффективность и успешность обработки призабойной зоны неоднородного коллектора и искусственно созданных трещин после ГРП. Кроме этого, технология обеспечивает снижение затрат на глушение скважин, смену глубинного оборудования, освоение. Экономические расчеты показали, что при существующей стоимости работ по интенсификации притока проведение ОПЗ без привлечения ремонтных бригад является экономически эффективным. Разработанная комплексная технология ОПЗ внедрена и применяется на Ван-Еганском месторождении. Применение ее позволило увеличить продуктивность добывающих скважин, снизить затраты за счет увеличения межремонтного периода скважин. В результате реализации диссертационных исследований на 35 добывающих скважин Ван-Еганского месторождения получена дополнительная добыча нефти в 2004 г. – 18,5 тыс. тонн.
Необходимо отметить, что максимальную эффективность можно достигнуть благодаря комплексному физико-химическому воздействию на ПЗП. Зачастую при использовании комплексной обработки ПЗП в скважинах после ГРП, особенно после закачки расклинивающего агента в больших объемах от 25 до 100 тонн, в стволе скважины остается проппант. Очистка забоя скважин после ГРП производится гидрожелонками или вымыванием проппанта с помощью установки с гибкими трубами. Спуск гидровакуумных желонок с разгрузкой на забой не всегда дает положительный результат. Часто имеются случаи прихвата желонок на забое скважин и, как следствие, происходят аварии, обрывы установок. Желонки, срабатывающие от разгрузки на забой, нельзя использовать в скважинах с углом наклона более 500 и в горизонтальных скважинах. Тем более все больше проводится бурение 2 стволов с ГРП. В таких скважинах необходимы совершенные установки очистки без разгрузки на забой.
Для решения этих проблем в 2005 г. разработана и испытана имплозионная установка, которая, сохраняя принцип создания депрессии, производит очистку ПЗП и забоя без разгрузки на забой (рисунок 4). При одном спуске компановки с таким имплозионным устройством производится очистка ПЗП, обратная промывка и обработка ПЗП химической композицией с последующим освоением методом свабирования.
Срабатывание с созданием перепада давления происходит в имплозионном устройстве без разгрузки на забой, при посаженном пакере. Открывается вход в депрессионную камеру путем создания затрубного давления, после посадки планшайбы на устье и монтажа линии сброса в емкость. Использование комплексной технологии на скважине производится при одном спуске устройства, что сокращает время работ, повышает эффективность, исключаются операции с глушениями.
Рисунок 4 - Схема поэтапного воздействия на ПЗП при помощи компановки с имплозионной установкой
Компановка прошла испытания на скважинах №№ 630, 647, 527 Ван-Еганского месторождения, где была произведена технология очистки ПЗП в следующей последовательности: обратная промывка, комплексная поэтапная химическая обработка пласта и освоение свабированием. В результате получен прирост дебита нефти 5 т/сут.
В 2005 г. внедрена комплексная технология на 103 скважинах. В том числе на 30 скважинах, оборудованных УЭЦН, без привлечения бригад ПРС и КРС. Внедрена новая технология закачки композиций по трубному пространству (с использованием мандрелей) и по затрубному пространству до пласта с последующим применением существующих методов освоения или запуском насоса (рисунок 5). На скважинах №№ 3381, 379, 640, 1116, 824 внедрена технология поинтервальной обработки пластов с применением комплексного оборудования. Накопленная дополнительная добыча от 103 скважин составила 110 тыс. тонн нефти. Средний прирост дебита нефти на одну скважину составил 6,8 т/сут. Продолжительность эффекта 6,6 месяцев.
Рисунок 5 - Схема поэтапного воздействия на ПЗП при спущенной установке ЭЦН с мандрелью
Таким образом, работы по обработке прискважинной зоны пласта могут проводиться как с привлечением, так и без привлечения бригад подземного и капитального ремонта.
Разработанная комплексная технология обработки ПЗП с целью повышения продуктивности скважин и интенсификации притока нефти успешно используется на месторождениях Нижневартовского нефтегазового региона.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
- На основании обобщения экспериментальных данных и результатов испытаний химических растворов и технологий механического и физико-химического воздействия на призабойную зону скважин Нижневартовского региона установлено, что продуктивность значительной части добывающих скважин после ГРП ниже потенциальных возможностей.
- Определены зависимости между группами геолого-технологических параметров и показателей эффективности ГРП. Наибольшее влияние на параметры эффективности проведения ГРП (прирост дебита жидкости после ГРП, дополнительная добыча нефти, дебит жидкости и коэффициент падения дебита жидкости), оказывают следующие параметры (в порядке убывания): ПС, параметр kпрhэф, объем жидкости носителя, масса проппанта крупной фракции и удельная масса проппанта.
- Установлено, что на снижение проницаемости и гидропроводности ПЗП, в подавляющем большинстве случаев, оказывает влияние кольматант, состав которого на 50-60 % имеет техногенную причину формирования. Фракционный состав забойных отложений выявил, что после большеобъемных ГРП в течение в среднем 30-90 дней интенсивно выносятся мехпримеси с глиной, смолами, неразрушенным гелем, в основном, с оксидом железа.
- Обоснована возможность применения смеси соляной и плавиковой кислот для растворения породообразующих минералов. В качестве реагента, растворяющего глинистые составляющие породы и оксиды железа, гидросульфата натрия, а в качестве растворителя АСПО -смеси бензина (дизтоплива), бутилцеллозольва и ПАВ.
- Исследованиями ингибирующих свойств комплексных химреагентов, выявлено, что добавление в кислотный состав 1 % ПАВ и 10 % бутилцеллозольва снижает коррозионную активность состава более чем в два раза. Разработанные рецептуры кислотно-щелочных композиций (12 % HCl + 3 % HF + 1 % неонол, 10 % гидросульфат натрия + 1 % нефтенол, 10 % бутилцеллозольв, 10 % кальцинированная сода или поташ), способных к глубокому проникновению в пласт и облегченному извлечению продуктов их реакции, снижают экранизацию поверхности порового пространства, увеличивает нейтрализацию кислоты породой и препятствует адсорбции растворенных компонентов и диспергированных частиц на поверхности породы.
- Применительно к условиям Нижневартовского нефтегазового региона разработан способ комплексной ОПЗ, включающий последовательную закачку в пласт технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакцией среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями природного и/или техногенного генезиса в перфорированной околоскважинной зоне.
Основное содержание диссертации изложено в следующих работах:
| 1. Апасов Р.Т. Исследования эффективности кислотного состава для физико-химического воздействия на призабойную зону скважин Хохряковского месторождения / Т.К. Апасов, В.А. Иванов, Р.Т. Апасов, Д.Г. Габдрафиков // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки: Сб. науч. тр. - Уфа: БашНИПИнефть, 2003. - Вып. 112.– 259 с. |
| 2. Апасов Р.Т. Анализ результатов эффективности гидравлического разрыва пласта на юрских отложениях (на примере Хохряковской группы месторождений) / Т.К. Апасов, А.С. Трофимов, Р.Т. Апасов, А.Н. Пазин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2003. - № 6. - С. 22-29. |
| 3. Апасов Р.Т. Анализ проведения гидравлического разрыва пласта на примере юрских пластов / Т.К. Апасов, В.Г. Уметбаев, А.С. Трофимов, Р.Т. Апасов, А.Н. Пазин // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной науч.-техн. конф. посвящ. 40-летию ТюмГНГУ, 12-13 нояб. 2003. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. Т.1. – С. 98. |
| 4. Апасов Р.Т. Результаты исследований физико-химического воздей-ствия водного раствора поташа в низкопроницаемых глиносодержащих коллекторах / Т.К. Апасов, С.И. Грачев, Р.Т. Апасов, И.Д. Галимьянов // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф. посвящ. 40-летию ТюмГНГУ, 25-27 сент. 2003. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – Т.2. - С. 197-205. |
| 5. Апасов Р.Т. Применение кислотной композиции гидросульфата натрия для ОПЗ скважин / Т.К. Апасов, В.Г. Уметбаев, Р.Т. Апасов, А.Е. Ткачев // Нефть и газ Западной Сибири. Материалы международной науч.-техн. конф. посвящ. 40-летию ТюмГНГУ, 12-13 нояб. 2003. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. Т.1. – С. 96-97. |
| 6. Апасов Р.Т. Определение влияния гидросульфата натрия на растворимость глинистых кольматирующих образований / Т.К. Апасов, С.И. Грачев, Р.Т. Апасов, И.Д. Галимьянов // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф. посвящ. 40-летию ТюмГНГУ, 25-27 сент. 2003. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – Т.2. - С. 223-229. |
| 7. Апасов Р.Т. Опытно-промышленные испытания раствора поташа при освоении и глушении скважин / Т.К. Апасов, В.Г. Уметбаев, А.С. Трофимов, Р.Т. Апасов, А.Е. Ткачев // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной науч.-техн. конф. посвящ. 40-летию ТюмГНГУ, 12-13 нояб. 2003. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. Т.1. – С. 100. |
| 8. Апасов Р.Т. Применение жидкости на водной основе при освоении и глушении скважин с коллекторскими свойствами юрских пластов / Т.К. Апасов, В.Г. Уметбаев, А.С. Трофимов, Р.Т. Апасов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2004. - № 2. - С. 28-33. |
| 9. Апасов Р.Т. Влияние геолого-физических и технологических особен-ностей разработки Хохряковского месторождения на эффективность выработки запасов нефти / Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири – 2004: Сб. тезисов докладов XIII науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов, ТюменьНИИгипрогаз, Тюмень, 2004. – С. 91-93. |
| 10. Апасов Р.Т. Влияние технологических параметров системы ППД на эффективность выработки запасов низкопроницаемых отложений (на примере юрских отложений Хохряковского месторождения) / И.В. Шпуров, Р.Т. Апасов, С.И. Дудин, В.И. Васильев // Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции. Сб. тезисов докладов науч.-практ. конф. ЗапСибНИИГГ, Тюмень, 2004. – С. 298-304. |
| 11. Апасов Р.Т. Исследование и применение кислотной композиции для ОПЗ скважин юрских пластов / Т.К. Апасов, В.Г. Уметбаев, Р.Т. Апасов, А.Е. Ткачев // Известия вузов. Нефть и газ. - 2004. - № 1. - С. 34-37. |
| 12. Пат. 2270913 РФ, Е 21 В 43/22. Способ обработки призабойной зоны скважины / Т.К. Апасов, Ф.Я. Канзафаров, В.А. Леонов, Р.Т. Апасов (Россия). - № 2004116889; Заявлено 03.06.2004; Опубл. 27.02.2006, Бюл. № 32. |
Соискатель Р.Т. Апасов
