Кислотные обработки являются одним из самых распространенных методов интенсификации дебита нефтяных и газовых скважин. Принципы выбора кислотных составов, которые учитывают физико-химические условия в скважине, а также факторы, влияющие на успешность обработки, тщательно изучены в профильной литературе. Однако в некоторых случаях проведение эффективной кислотной обработки может быть затруднено, что связано с особенностями геологических условий, составом пласта и другими техническими факторами.
Ключевые слова: БСКО, отклонитель, дебит, добыча, состав, кислота.
Некоторые факторы, которые могут осложнить проведение кислотных обработок, включают наличие нескольких пропластков с различной проницаемостью, а также операции по обработке призабойной зоны на скважинах, которые уже подвергались многократным кислотным обработкам. Протяженность горизонтального ствола скважины, высокая обводненность добываемой продукции и высокие температуры также могут стать препятствием для эффективной кислотной обработки. Дополнительно, зоны с повышенной проницаемостью или трещиноватостью, а также терригенные или карбонатные коллекторы с высокой глинистостью могут усложнить процесс и потребовать специальных подходов.
Для равномерного распределения кислотного состава по стволу горизонтальной скважины применяются поинтервальные обработки с использованием гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), пакерных систем и кислотных составов с отклонителями. Группа компаний Zirax предлагает для этих целей использовать эмульсионные отклонители Экс–Эм (с температурой применения до 60°C) и Эмитрит (с температурой применения до 100°C) [1].
Особенностью этих эмульсий является их селективность. При контакте с нефтью эмульсии разжижаются и выносятся из пласта, в то время как при взаимодействии с пластовой водой они значительно увеличивают вязкость и структурные характеристики, создавая тем самым растущее сопротивление для фильтрации последующих объемов кислотного состава. Применение кислотного состава с отклонителем Экс–Эм при обработке трех горизонтальных скважин в Восточной Сибири позволило добиться равномерного распределения состава по стволу скважины и перенаправить его в ранее не охваченные интервалы. Результаты этой обработки показаны на рисунке 1, где видно, что стандартные кислотные обработки не дали желаемого результата.
Еще одной инновационной технологией является проведение пенокислотных обработок с использованием CO2. Преимущества применения вспененного кислотного состава по сравнению с обычной кислотной обработкой давно и хорошо известн. Во-первых, замедляется растворение карбонатного материала, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт. Это позволяет охватывать участки пласта, расположенные удаленно от скважины, которые ранее не были достаточно охвачены процессом фильтрации.
Рис. 1. Результаты обработки горизонтальной скважины кислотным составом с отклонителем Экс–Эм
Кроме того, малая плотность кислотных пен (400–800 кг/м³) и их повышенная вязкость создают эффект отклонения в зонах высокой проницаемости или трещиноватости. Это значительно увеличивает охват кислотным воздействием всей вскрытой продуктивной мощности пласта, что особенно важно при больших продуктивных мощностях и пониженных пластовых давлениях.
Использование газового пенного состава улучшает эффективность проникновения червоточин в породу и уменьшает степень разветвленности этих червоточин (рис. 2), что позволяет снизить общий объем закачиваемой кислоты до 25–30 %.
Рис. 2. Сравнение червоточин при классической обработке (А) и при пенной газовой обработке (В)
Также пенокислотные обработки способствуют улучшению условий очистки призабойной зоны от продуктов реакции. Присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие пузырьков газа в отреагировавшем растворе улучшает условия и качество освоения.
Данный метод кислотных обработок был усовершенствован компанией ООО «Зиракс–нефтесервис» в сотрудничестве с ООО «Праксэа Рус», которая входит в группу компаний Linde PLC. Linde PLC является мировым лидером в производстве промышленных газов и предоставляет услуги по интенсификации добычи нефти и газа в России, используя собственные технологии, газы и оборудование.
Совместная работа ООО «Зиракс–нефтесервис» и ООО «Праксэа Рус» привела к оптимизации пенокислотной обработки с применением двуокиси углерода (СО 2 ) в сверхкритическом состоянии в качестве вспенивающего агента. В сверхкритическом состоянии исчезает различие между жидкой и газовой фазами, что позволяет СО 2 , обладая высокой плотностью, свойственной жидкостям, и низким поверхностным натяжением и вязкостью, характерными для газов, более эффективно проникать в пористые среды. Его высокая растворяющая способность помогает снижать вязкость нефти в пластовых условиях и межфазное натяжение, что значительно повышает эффективность пенокислотной обработки и увеличивает приток углеводородов к скважине. Кроме того, использование СО 2 позволяет снизить общий расход кислотного состава до 30 % и предотвращать набухание глин [2].
Проведенные в 2019 году две скважино-обработки на Самотлорском месторождении по данной технологии показали отличные результаты. В течение шести месяцев дополнительная добыча нефти составила 2 и 6 тысяч тонн соответственно.
Для минимизации высоких затрат рекомендуется проводить большеобъемные кислотные обработки (БСКО) селективного действия с использованием отечественных реагентов, например, реагента «ГИОТЭК». Метод БСКО включает закачку в скважину оторочки кислотного состава с удельным объемом 1,5–3 м 3 на 1 м 3 нефтенасыщенного интервала, а также отклоняющей жидкости (отклонителя), закачиваемой перед или после кислотного состава. Закачка кислотного состава проводится с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава.
Для определения потенциала скважины были проведены расчеты дебита и коэффициента продуктивности скважины до и после БСКО для скважины № 9377 объекта АВ 1–3 . Расчеты выполнены для плоскорадиальной системы установившегося течения, предполагая условия постоянного давления на контуре питания. Степень повреждения призабойной зоны пласта оценивается через скин-эффект, и расчеты дебита после мероприятия проводятся с допущением, что скин-эффект снижается до нуля (S = 0) после обработки.
Для расчета технологического эффекта кислотной обработки скважины воспользуемся формулой [3]:
где Т — длительность технологического эффекта, сут.
Согласно расчету, коэффициент изменения продуктивности скважины после проведения кислотной обработки составляет 1,67. Дебит скважины по нефти повысился с 17,65 т/сут. до 29,63 т/сут. Длительность технологического эффекта для расчета дополнительной добычи нефти составляет 365 суток.
Тогда
Результаты расчета сводим в таблицу 1.
Таблица 1
Результаты от внедрения БСКО по скважине№ 9377
|
№ скв. |
Пласт |
Объем СКО, м 3 |
Показатели до обработки |
Показатели после обработки |
Прирост |
|||||
|
Qж, м 3 /сут |
Qн, т/сут |
Обв., % |
Qж, м 3 /сут |
Qн, т/сут |
Обв., % |
Qн, т/сут |
Коэф. прод., раз |
|||
|
9377 |
Т |
17,8 |
14,56 |
9,83 |
44 |
29,6 |
23,11 |
22 |
13,28 |
1,67 |
Таким образом, условное значение дополнительной добычи после проведения кислотных обработок ПЗП, равное 8094,8 т, что указывает на успешность проведения БСКО.
Литература:
- Каюмов Р., Конченко А., Клюбин А., Леванюк О., Бурдин К., Чикин А., Никульшин Е. Комплексный подход и опыт проведения кислотной обработки в сложных условиях карбонатных коллекторов Волго–Уральского региона // Время колтюбинга. Время ГРП. 2015. № 1. С. 24–40
- Филенко Д. Г., Дадашев М. Н., Винокуров В. А. Исследование влияния термобарических условий на вытеснении нефти диоксидом углерода в сверхкритическом состоянии // Науч.–техн. сборник «Вести газовой науки» — 2012. — № 3. — С. 371–382.
- Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти [Текст] / А. М. Юрчук. Москва: Недра, 1974. — 422 с.
