Содержание к диссертации
Введение
1 Аналитический обзор научно-технической и патентной литературы по технологиям кислотных обработок скважин 12
1.1 Химические основы соляно-кислотных обработок карбонатных коллекторов 14
1.2 Факторы, снижающие эффективность СКО карбонатных коллекторов. 15
1.3 Формирование системы промоин как процесс, определяющий эффективность СКО в карбонатных коллекторах 17
1.4 Определение комплексного параметра, определяющего эффективность СКО в карбонатных коллекторах 18
1.5 Обзор методов, направленных на повышение эффективности традиционных СКО в карбонатных коллекторах 23
1.5.1 Повышение эффективности СКО путём максимально возможного темпа подачи рабочего агента к ПЗП 23
1.5.2 Повышение эффективности СКО с использованием химических реагентов различного состава, направленных на замедление и отклонение фронта 24
Выводы 37
2 Экспериментальное обоснование повышения эффективности кислотных обработок скважин с использованием новых композиционных составов 40
2.1 Исследование кинетической характеристики процесса растворения карбонатной породы кислотными растворами 43
2.2 Физико-химические аспекты взаимодействия полигликолеи с пластовой системой 46
2.3 Исследование свойств композиций на основе полигликолеи и определение границ их эффективного применения 48
Выводы 62
3 Дизайн кислотных обработок скважин с использованием замедлителей 64
3.1 Анализ основных показателей процесса взаимодействия реагента с породой 65
3.1.1 Использование замедлителей реакции соляной кислоты 65
3.1.2 Исследование состава образцов карбонатной породы 68
3.1.3 Экспериментальное определение факторов, влияющих на скорость реакции породы с соляной кислотой 70
3.1.4 Влияние замедлителя ЗСК на скорость реакции образцов с 12%-ной соляной кислотой 79
3.2 Моделирование процесса солянокислотных обработок 81
3.2.1 Построение математической модели 81
3.2.2 Анализ возможностей по улучшению технологии СКО в нагнетательных скважинах 86
3.2.3 Анализ возможностей по улучшению технологии СКО в добывающих скважинах 94
3.2.4 Оценка эффекта от предлагаемого комплекса мероприятий 96
Выводы 102
4 Опытно-промышленные испытания новых технологий кислотных обработок карбонатных коллекторов 105
4.1 Анализ эффективности опытно-промышленных работ по стимуляции работы скважин на Дачном нефтяном месторождении 105
4.1.1 Краткая геолого-промысловая характеристика Дачного нефтяного месторождения 105
4.1.2 Результаты опытно-промышленных работ по испытанию кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов Дачного месторождения 108
4.2 Анализ эффективности опытно-промышленных работ по стимуляции работы газовых скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ) 112
4.2.1 Краткая геолого-промысловая характеристика АГКМ 112
4.2.2 Основные виды выполняемых работ по интенсификации добычи газа на скважинах АГКМ и их эффективность 114
4.2.3 Результаты внедрения кислотных растворов избирательного действия на скважинах АГКМ 117
Заключение 119
Библиографический список 121
- Определение комплексного параметра, определяющего эффективность СКО в карбонатных коллекторах
- Исследование свойств композиций на основе полигликолеи и определение границ их эффективного применения
- Экспериментальное определение факторов, влияющих на скорость реакции породы с соляной кислотой
- Результаты опытно-промышленных работ по испытанию кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов Дачного месторождения
Введение к работе
Актуальность работы
Разработка месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, характеризуется низкими темпами отбора, невысокими значениями коэффициента извлечения нефти (КИН). Средний по отрасли КИН равен 35 %, в то время как в карбонатных коллекторах этот параметр примерно на 10 пунктов ниже. Большая доля карбонатных коллекторов в объёме запасов нефти и газа и их относительно низкая выработка делают эту группу коллекторов особенно перспективной с точки зрения применения новых технологий интенсификации добычи.
Существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин в карбонатных коллекторах. Наибольшее распространение на промыслах получили солянокислотные {НСЇ) технологии и их модификации. Последние играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов.
Эффективность солянокислотных обработок (СКО) зависит, в первую очередь, от глубины проникновения кислоты в пласт и от полноты растворения в кислотном растворе коллектора. В процессе обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) чистой соляной кислотой ее максимальное воздействие на породу происходит в прискважинной зоне. В удаленной же зоне пласта реакция кислоты с породой идет менее интенсивно ввиду потери части ее активности. В результате этого прискважинная зона будет обрабатываться более интенсивно с формированием максимального числа каналов растворения (в технической литературе - «промоины», «червоточины») в ущерб интенсивности формирования последних в удаленной зоне пласта. Поэтому эффективность СКО быстро снижается с ростом повторных обработок, проведённых на одной скважине. Отсюда очевидна необходимость торможения химического взаимодействия между кислотой и породой.
Для этого на практике широко применяются так называемые «замедлители» и «отклонители» соляной кислоты. Актуальность разработки таких технологий особенно возрастает в сложнопостроенных карбонатных коллекторах.
Цель работы - повышение продуктивности скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах нефти за счет применения композиций на базе кислот и полигликолей (ГГГ).
Дня решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
на основе анализа научно-технической и патентной литературы выявить основные тенденции повышения эффективности СКО с использованием химических реагентов различных составов, замедляющих и отклоняющих фронт реакции;
провести экспериментальное исследование новых композиционных составов, повышающих эффективность кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах;
разработать методы дизайна кислотных обработок скважин с использованием замедлителей и отклонителей;
создать технологии интенсификации добычи нефти и газа на основе новых композиционных составов для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов;
выполнить геолого-промысловый анализ опытно-промышленных работ по испытанию разработанной технологии в различных геолого-физических условиях.
Методы решения поставленных задач основаны на комплексном подходе с использованием современного физико-химического и математического моделирования, а также геолого-промыслового анализа и данных гидродинамических исследований скважин.
Научная новизна результатов работы
1. Обобщены и систематизированы с учетом современных
представлений данные о технологиях и композиционных составах для
кислотной обработки призабойных зон скважин в карбонатных коллекторах.
Выявлен механизм действия замедляющих добавок на основе полигликолей и экспериментально обоснованы новые композиционные составы для СКО.
На основе математического моделирования и лабораторных исследований установлено влияние основных технологических параметров процесса (концентраций кислоты и замедлителя, объема и скорости закачки рабочего раствора) на его эффективность.
4. Предложен новый композиционный состав и на его основе
технологии СКО для сложнопостроенных карбонатных коллекторов нефтяных
и газовых месторождений Волго-Уральской и Прикаспийской
нефтегазоносных провинций.
5. В результате выполненного геолого-промыслового анализа данных
гидродинамических исследований скважин оценена эффективность
предложенных методов воздействия на призабойную зону скважин.
На защиту выносятся:
результаты исследования влияния полигликолей на микрореологические (в масштабе пор) свойства нефти;
методы дизайна кислотных обработок скважин с использованием замедлителей и отклонителей;
технология интенсификации добычи нефти и газа на основе нового композиционного состава для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов.
Практическая ценность результатов работы
Результаты теоретических и лабораторных исследований, разработанные методические подходы, математические модели, новые составы и технологии прошли апробацию на Ново-Елховском и Дачном нефтяных и Астраханском газоконденсатном месторождениях (АГКМ). Внедрение разработанного комплекса рекомендаций и технологий позволило получить дополнительно в среднем 410 т нефти, 2,1 тыс. т конденсата и 5,87 млн м3 газа на одну скважино-обработку.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на: II Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (г. Самара, 2004 г.), Международной молодёжной научной конференции «Севергеоэкотех-2004» (г. Ухта, 2004 г.), XXIII научно-практической конференции молодых учёных и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2004 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Уралэкология. Природные ресурсы-2005» (г. Москва, 2005 г.), XIX Международной научно-технической конференции «Реактив-2006» (г. Уфа, 2006 г.), I Всероссийской научно-технической конференции «Альтернативные источники химического сырья и топлива» (г. Уфа, 2008 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 научных трудах, в т.ч. 2 - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получен 1 патент.
Структура и объём работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 48 наименований. Работа изложена на 127 страницах, содержит 6 таблиц, 32 рисунка.
Автор выражает благодарность научному руководителю - д.т.н., профессору Котенёву Ю.А., д.т.н., профессору Андрееву В.Е., д.ф.-м.н., профессору Федорову К.М., д.г.-м.н., профессору Хайрединову Н.Ш., д.т.н., профессору Кондрашову О.Ф. и другим за полезные советы и помощь.
Определение комплексного параметра, определяющего эффективность СКО в карбонатных коллекторах
Большое количество исследований было направлено на визуализацию процессов формирования промоин в различных системах раствор кислоты -минералы и выявление оптимальной скорости закачки. Первоначально исследователи пытались связать явление формирования «оптимальных» промоин с безразмерным числом Пекле [18], что возможно оправдано при диффузионных режимах протекания реакции кислоты с минералами породы. Хоэфнер и Фоглер [16] исследовали систему НС1 - карбонат и связали явление формирования промоин с числом Дамкеллера, определенным как отношение скорости химической реакции к скорости конвективного переноса. Скорость реакции измеряется из стандартных экспериментов по взаимодействию кислоты с вращающейся поверхностью кернового материала [16]. Отметим, что в этом случае измеряется скорость реакции при конвективном режиме подвода реагента к поверхности. Другими словами, гипотеза Хоэфнера и Фоглера заключается в том, что формирование промоин определяется соотношением скорости подвода реагента или закачки раствора кислоты в пористую среду и химическими свойствами минералов и применяемой кислоты.
Для подтверждения своей гипотезы Хоэфнер и Фоглер провели ряд экспериментов с различными типами кислот (соляная, этилендиаминтетрауксусная, 1,2-циклогександиаминтетрауксусная, диэтилентриаминпентауксусная и уксусная кислоты), минералами кальцита и магнезита на различных скоростях закачки растворов. Для изучения использовался образец, состоящий из различных известняков, 3.8 см в диаметре и 10.2 см длиной. Образец имел пористость в диапазоне 15 и 20 % и проницаемость от 0.8 до 2 мД. Порода находилась в вакууме и была насыщенна влагой с деминерализованной водой для установки её в стандартную ячейку Hassler. На образец создавалось постоянное давление не менее 15.2 МПа, для гарантии того, чтобы поток не обходил керн. Эксперименты проводились в лаборатории при температуре 22С, 50С, и 80С. Для поддержания температуры в образце ячейка Hassler была обернута в ленточный электронагревательный элемент, который поддерживал внутри образца необходимую температуру с точностью ±1С. Жидкости прокачивались через образец при постоянном расходе с использованием насоса FDS-210. Падение давления на образце фиксировалось дифференциальным датчиком давления и регистрировалось на компьютере. Эти данные использовались для вычисления проницаемости как функции от введенного объема жидкости, используя закон Дарси. Газообразные продукты реакции, особенно углекислота СОг, сохранялись растворенными в растворе, поддержанием давления в системе не менее 6.9 МПа с регулятором противодавления на выходе. Эксперименты завершались, когда промоина проявлялась на структуре образца, структура промоины отображалась с использованием нейтронной рентгенограммы.
Средний диаметр промоины был замерен с помощью нейтронной рентгенограммы,, а длина соответствовала длине образца. Формула (1.1) получена из решения задачи о квазистационарном потоке раствора кислоты через цилиндрический канал с учетом реакции на его поверхности.
В качестве характеристики эффективности процесса была предложена величина - объем закачки раствора кислоты до момента формирования сквозной промоины или появления раствора кислоты на выходе из образца. Считается, что чем меньше этот объем, тем выше эффективность процесса.
Для сведения всех данных на один график или получения универсальной зависимости были выбраны следующие безразмерные координаты: объем прокачанного раствора кислоты до момента его прорыва на выходе из образца, отнесенный к поровому объему, и собственно число Дамкеллера.
В процессе анализа результатов описанных лабораторных испытаний Хоэфнером и Фоглером были сделаны следующие выводы:
- При малых значениях чисел Дамкеллера кислота нейтрализуется в ограниченном, но большом числе поровых каналов, образуя сложную ветвистую систему относительно высокопроницаемых каналов. Хотя проникновение кислоты в призабойную зону несколько выше, чем в случае больших чисел, однако общая глубина воздействия также невелика.
- При больших значениях числа Дамкеллера кислота достаточно равномерно проникает от забоя скважины в большинство поровых каналов, «разъедая» их стенки. Так как скорость реакции высока, то карбонатные минералы полностью растворяются, т.е. реакция реализуется только на стенках скважины, практически полностью разрушая породу, не проникая далеко вглубь пласта. При оптимальных значениях числа Дамкеллера образуются отдельные относительно прямые каналы-промоины, проникающие максимально далеко (при равных объемах закачки) вглубь пласта. Эти промоины обеспечивают максимально возможную гидравлическую связь скважины и пласта. Графически данные заключения показаны на рисунке 1.3
Исследование свойств композиций на основе полигликолеи и определение границ их эффективного применения
Микрореологические (в масштабе поры) измерения показали, что в узком зазоре структурно-механические свойства нефти радикально отличаются от объемных, вязкость возрастает на порядок (рис. 2.1, кривая 2), и появляется сдвиговая упругость (кривая 1), характерная для твердых или твердообразных реологических тел. При малых напряжениях сдвига (до 50 Па) нефть проявляет слабые неньютоновские свойства (рис. 2.2), при более высоких скоростях течение нефти также отличается от линейно-вязкого (пунктирная линия). Последнее обусловлено проявлением вязкоупругих эффектов при высоких скоростях деформации [25], что в нашем случае экспериментально подтверждается возрастанием нормальных напряжений в этом режиме деформаций.
В ходе исследований было также установлено, что скорость формирования дисперсной структуры зависит от величины узкого зазора (рис. 2.3), уменьшаясь в малых и больших зазорах. Отмеченное явление характерно для многих жидкостей на границе с твердой фазой и зависит в каждом конкретном случае от подвижности структурных элементов в пристенном слое, соотношения когезионного и адгезионного взаимодействий в системе [24, 26, 27].
Анализ кинетики структурообразования 0.1% растворов ПГ в узком зазоре (1 мкм) показал, что реагент слабо влияет на скорость и характер этого процесса (рис. 2.4); как и для нефти, здесь наблюдается несколько стадий, различающихся скоростью процесса. На начальном этапе резкое увеличение структурно-механических свойств обусловлено возникновением адсорбционного слоя; второй, более продолжительный, этап связан с достройкой на его основе полимолекулярного граничного слоя, а снижение упругих и возрастание вязких свойств на последней стадии вызвано деструкцией, «старением» надмолекулярной структуры.
Нетрудно видеть, что малые количества ПГ усиливают сдвиговую упругость нефти на начальной стадии контактного взаимодействия и снижают темпы ее роста в дальнейшем, практически не влияя на вязкость и ее динамику. Пунктиром здесь отмечен уровень вязких (г0) и упругих (Go) свойств нефти через 5 и 20 ч выдержки в узком зазоре данной величины. Причиной отмеченной модификации структурно-механических свойств нефти в присутствии реагента являются гидрофобизирующие качества последнего: они, усиливая сродство нефти и породы, олеофильность данной системы в целом, приводят к усилению гидрофобного взаимодействия и ускорению формирования надмолекулярной структуры на начальной стадии структурообразования. Однако, с другой стороны, гидрофобный экран снижает дальнодействие твердого тела, поэтому упругость раствора нефти по истечении суток остается ниже, чем в исходной пробе нефти.
Вместе с тем, наличие даже малого количества ПГ придает нефти твердообразные свойства (рис. 2.5), следствием проявления которых является наличие фрагментов S-образного участка на кривой течения с отрицательными углами, свидетельствующих об увеличении скорости при уменьшении напряжения сдвига. В этом режиме течения происходит разрыв сплошности дисперсной системы [31].
Анализ структурно-механических свойств растворов с разными концентрациями ПГ в нефти показывает, что значимое влияние в узких (до 1 мкм) зазорах наблюдается при концентрациях реагента более 3% (рис. 2.6). Следует подчеркнуть, что при подобных концентрациях ПГ отмечается и увеличение гидрофобизирующих и изолирующих свойств безглинистых буровых растворов [28].
Аналогичные микрореологические исследования растворов «СНОС» в нефти показали, что присутствие последнего кратно ускоряет процесс структурообразования. Из рисунка 2.7 видно, что в зазоре 1 мкм кинетические кривые структурно-механических свойств 1% раствора достигают экстремума через 5 ч. Для исходной нефти в подобных условиях это происходит только через 22 ч контактного взаимодействия (см. рис. 2.3).
Влияние концентрации реагента «СНОС» на структурно-механические свойства нефти после 5 и 20 ч выдержки в узком зазоре иллюстрируют данные рисунка 2.8. Нетрудно видеть, что на начальном этапе молекулярно-поверхностного взаимодействия жидкости с породой любое количество реагента усиливает ее неныютоновские свойства (кривые 1, 2). Спустя сутки этот эффект сохраняется только в растворах с содержанием реагента более 3% (кривые 3, 4).
Аналогичным образом (см. рис. 2.5) изменяется и характер течения рассматриваемых жидкостей. После суточного контактного взаимодействия они демонстрируют признаки малопрочных твердообразных структур -наличие S-образных участков с отрицательными углами, характерными для разрыва сплошности, отсутствие участков течения с ньютоновской вязкостью исходной или предельно разрушенной структуры и т. п. [31].
Анализ кинетики структурно-механических свойств нефтяных растворов препарата «ЗСК» в узких зазорах (рис. 2.9) показал, что содержание реагента и размер узкого зазора определяют физическое состояние нефти в данных условиях.
Из рассмотрения концентрационных зависимостей вязкоупругих свойств растворов (рис. 2.10, кривые 1, 2) следует, что, хотя в течение первых 5 часов присутствие реагента в любом количестве усиливает неньютоновские аномалии нефти, через 15 ч этот эффект наблюдается только в малоконцентрированных растворах (кривые 3, 4).
Течение рассматриваемых растворов имеет свои особенности: несходимость в начало координат линейных участков кривых указывает на вязкопластичный характер течения в данном режиме (рис. 2.11). Напомним, что в случае использования предыдущих реагентов на подобных участках наблюдалось течение, близкое к линейно-вязкому течению предельно разрушенной структуры.
Для выявления границ эффективного применения изучаемых компонентов в качестве потокоотклоняющих реагентов проанализированы их структурно-механические и кольматирующие свойства в узких зазорах разной величины.
В низкопроницаемой пористой среде со средним диаметром до 1 мкм присутствие любого реагента в нефти приводит к появлению неныотоновских аномалий, уровень и скорость развития которых обеспечивают надежную кольматацию пор указанного размера. Ограничение подвижности нефти здесь происходит уже на начальной стадии контактного взаимодействия и при малых добавках реагентов (рис. 2.12 и 2.13).
Экспериментальное определение факторов, влияющих на скорость реакции породы с соляной кислотой
Для изучения кинетики химических реакций обычно используют построение и описание так называемых кинетических кривых. Удобно построение кинетических кривых в координатах: концентрация реагирующего вещества или продукта реакции - время. Кинетическая кривая есть функция, описывающая изменение состава реагирующих веществ с течением времени. Эта функция может быть задана в интегральном или дифференциальном виде.
Использование интегральной формы удобно на практике, тогда как дифференциальная форма предпочтительна для теоретических построений. На основе дифференциального кинетического уравнения вводится понятие скорости химической реакции [36]. Т.к. скоростью принято называть производную координаты по времени, то скорость химической реакции может быть представлена.
Обычно гораздо удобнее выражать скорость реакции через количества реагирующих веществ или их концентрации. Для продуктов реакции величине скорости реакции приписывают положительный знак (их концентрация увеличивается в ходе реакции), для исходных веществ -отрицательный (их концентрация уменьшается в ходе реакции).
Применительно к реакции взаимодействия соляной кислоты с карбонатом кальция можно записать следующее выражение для скорости реакции.
Такая запись дифференциального кинетического уравнения имеет ясный физический смысл: скорость в данный момент времени определяется текущим состоянием системы, которое, в свою очередь, задается концентрациями химических веществ, имеющимися к данному моменту времени.
Конкретный вид функции (u)t = p(Cl,C2,...Cn)t задается в виде основного постулата химической кинетики [36], согласно которому скорость химической реакции может быть выражена через произведение концентраций реагентов, взятых в степени их стехиометрических коэффициентов. v = k-{CA)a-{CB)b-..., (3.1.3.7) где СА,СВ... текущие концентрации реагентов А, В ...; а, Ъ ... - численные константы, равные стехиометрическим коэффициентам и называемые порядком реакции по реагентам А, В соответственно; к - коэффициент, не зависящий от концентраций и называемый константой скорости реакции. Для реакции.
Кинетику реакции изучали по выделению углекислого газа. К навеске измельченного образца приливали раствор соляной кислоты необходимой концентрации. Объем выделяющегося С02 измеряли с помощью лабораторной установки представленной на рис. 3.3. Измерения проводили по объему вытесненной из бюретки воды, пересчитывали на потраченную соляную кислоту (с учетом температурного коэффициента) и строили кинетические кривые в координатах "концентрация соляной кислоты -время".
Параметрами этого уравнения для различных концентраций соляной кислоты являются коэффициенты перед экспонентой (С0) и перед временем (1/т), а также характеристическое время реакции (т).
Следует отметить, что количественное соотношение "масса образца -объем соляной кислоты" может существенно влиять на скорость реакции, т.к. при изменении этого соотношения меняется доступность поверхности образца для активного компонента кислотного раствора. Для изучения этого влияния был проведен соответствующий эксперимент. Кинетические данные представлены на рис. 3.4. - 3.5.
Навеску образца варьировали от 3 до Юг, приливали 20мл 5%-ного раствора соляной кислоты, за скоростью процесса следили по объему выделяющегося углекислого газа. Для описания подбирали подходящие параметры экспоненциальной зависимости и рассчитывали характеристическое время.
Из приведенных данных видно, что при увеличении навески скорость реакции возрастает, характеристическое время, соответственно, уменьшается. Для образцов карбонатной породы №52 и №56 характеристическое время находится в интервале 0,33 - 0,15 мин. Аналогичные данные получены в опытах при температуре 65С.
Зависимость скорости реакции от степени измельчения породы и температуры
Скорость гетерогенных реакций в значительной степени зависит от доступности поверхности реагирующих веществ и для кусочков не измельченных, а только расколотых образцов скорость реакции с кислотой намного меньше, чем для тех же образцов, но растертых в порошок. Практический интерес представляет определение характеристического времени реакции соляной кислоты с кусочками образцов различной природы.
Для получения экспериментальных данных подбирали осколки образцов №52 и 56 имеющие близкий размер и массу. Затем приливали к образцу раствор соляной кислоты и измеряли объем выделяющегося углекислого газа. После пересчета объема ССЬ на количество прореагировавшей кислоты строили кинетические кривые, по которым определяли скорость реакции и параметры экспоненциального уравнения. На рисунке 3.6. приведены кинетические кривые реакции 5%-ной соляной кислоты с кусочком образца №52 (масса 2,06г) и навеской (2,03 г) того же образца измельченного до порошкообразного состояния.
Характеристическое время реакции, найденное по кинетическим кривым (рис. 3.6) для неизмельченного образца составляет 37,0 мин, что на порядок больше, чем для образца, растертого в порошок (3,45 мин).
Влияние температуры на скорость реакции для двух исследуемых образцов, отличающихся по минералогическому составу, отражено на рисунке 3.7. Кусочки образцов № 52 и 56 растворяли в 12%-ной соляной кислоте, измеряли объем выделяющегося углекислого газа, пересчитывали на количество потраченной кислоты и строили кинетические кривые. По приведенным на рис. 2.3.7. кинетическим кривым определены параметры экспоненциальной зависимости.
Характеристическое время реакции для образца № 52 при повышении температуры с 30 до 65С уменьшилось почти в 4,5 раза, а для образца № 56 -только в 2,3 раза.
Результаты опытно-промышленных работ по испытанию кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов Дачного месторождения
Анализ динамики основных показателей разработки карбонатных пластов ДНМ позволяет сделать выводы о
- снижении среднесуточных дебитов по отдельным скважинам
- слабом влиянии нагнетательных скважин на работу добывающих скважин
- прорывах нагнетаемой воды к эксплуатационным скважинам
К тому же, падение пластового и забойного давлений, прорыв подошвенных вод - случаи всё чаще встречающиеся в последнее время на объектах разработки (верей-башкирских залежах) Дачного месторождения.
Одним из основных факторов низкой продуктивности скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора, является неравномерный профиль притока нефти из продуктивного пласта, работающая часть которого составляет 20-40%. Проведённый критериальный анализ применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на вышеперечисленных объектах позволил рекомендовать для карбонатных коллекторов ДНМ сочетание циклического заводнения с системными обработками призабойных зон скважин солянокислотным раствором избирательного действия с добавлением полигликолей (ЗСК). С целью стабилизации уровней отбора нефти в 2003 - начале 2004 г.г. на карбонатных залежах верей-башкирского горизонта прошли промышленные испытания этой технологии.
Для обработки ЗСК подбирались добывающие скважины, в которых наблюдалось резкое снижение дебита по нефти и жидкости, рост обводнённости при сохранении постоянного пластового давления (при этом должен присутствовать достаточный запас пластовой энергии, необходимый для включения в работу пласта после ОПЗ).
Объектами для воздействия были выбраны 5 добывающих скважин ДНМ (№ 3554, 2201, 1448, 648Д, 3568), характеризующиеся по данным промыслово-геофизических исследований низким значением коллекторских свойств призабойной зоны пласта по сравнению с удаленной частью (т.е. положительный скин), продуктивностью ниже потенциальной и слабой реакцией на повторные обработки соляной кислотой. Ранее лабораторные испытания реагента (ЗСК) подтвердили, что его применение позволяет снизить скорость растворения водонасыщенных пропластков, одновременно увеличивая скорость и полноту растворения нефтенасыщенных, не увеличивает вязкости нефти и не приводит к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Данные выводы были подтверждены на практике. Технологические параметры до и после закачки композиции ЗСК и результаты применения технологии представлены в ниже (табл. 4.1).
Добывающая скважины № 2201 введена в эксплуатацию в 1998 году. За период эксплуатации суммарные отборы нефти составили 5765 тонн, воды -177 тонн, т.е. скважина работала с достаточно продолжительным безводным периодом. В целях улучшения коллекторских свойств пласта в январе 2004 г. проведена обработка призабойной зоны скважины композицией ЗСК, после которой наблюдается значительный прирост дебита по нефти с 0,9 до 3 тонн.сут (330%) при незначительном росте обводнённости продукции (3%).
Добывающая скважина № 3554 введена в эксплуатацию в июле 2001 года. За период эксплуатации суммарные отборы нефти составили 5369 тонн, воды - 1347 тонн. До применения соляной кислоты с замедлителем ЗСК скважина работала со среднесуточным дебитом по жидкости - 6,1 тонн.сут, по нефти - 3,5 тонн.сут. Обводнённость продукции к ноябрю 2003 года достигла 50%. СКО с ЗСК проведена на скважине в декабре 2003 года. За счёт применения технологии получен достаточно высокий прирост дебита по нефти - с 3,5 до 8,2 тонн/сутки (234%), в то время как обводнённость продукции снизилась с 50 до 18%.
Необходимо отметить, что данные скважина находятся в относительно истощённой части залежи. Пластовое давление в скважинах составляло 1,2 МПа и 3,5 МПа для скважин 2201 и 3554 соответственно. На башкирских залежах с низким пластовым давлением (50% и менее от гидростатического) планируется проведение пенокислотных обработок с замедлителем ЗСК-1. Механизм применения пенокислотных обработок заключается в том, что пена временно блокирует высокопроницаемые части коллектора, вследствие чего большая часть кислотного раствора фильтруется через средне- и низкопроницаемые прослои. В случае совместной эксплуатации горизонтов, характеризующихся различными фильтрационно-емкостными свойствами (кизеловский и упино-малевский горизонты) предлагается поинтервальная обработка с применением двухпакерной системы с повышенным содержанием ЗСК-1. Рассматривается возможность комплексных обработок добывающих скважин гелеобразующим составом с целью отсечения промытой зоны пласта с последующей СКО с замедлителем ЗСК-1. Подобный комплекс обработок для месторождений Татарстана предлагается впервые.
