Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карамалинской площади Ромашкинского месторож

     Эти способы главным образом используют в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20 % или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния.

     Основной используемой кислотой является НСl. Она эффективно воздействует на карбонат кальция или магния, образуя растворимые и легко удаляемые хлориды. Соляная кислота является дешевой и недефицитной. Используются и другие кислоты: уксусная, муравьиная и др. В кислотные растворы вводятся и различные присадки: ингибиторы коррозии, комплексирующие агенты, присадки для уменьшения поверхностного натяжения, замедления реакции, рассеивания и т.д.

     При закачке в пласт кислотного раствора при давлениях нагнетания меньших, чем давление гидроразрыва, очищаются и расширяются поры в призабойной зоне пласта или трещины и микротрещины в породе-коллекторе, восстанавливая, таким образом, ухудшенную проницаемость обработанной зоны, а в некоторых случаях даже увеличивая ее первоначальное значение.

     При равномерном проникновении кислотного раствора в пустоты продуктивного пласта вокруг скважины радиус зоны проникновения непрореагировавшей кислоты определяют из выражения

                                                                   (6.1)

     где q — объем кислотного раствора, см³; t — продолжительность реакции до нейтрализации кислотного раствора, с; h — толщина пласта, см; m — пористость породы в долях единицы; г   — радиус скважины, см.

     Технология работ следующая: скважину очищают и заполняют нефтью или водой (соленой или пресной) с присадкой 0,1—0,3 % поверхностно-активного вещества. На поверхности готовят кислотный раствор с добавками необходимых компонентов, последовательность введения которых устанавливают преимущественно по данным лабораторных исследований. Кислотный раствор закачивают в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на затрубном пространстве скважины. Когда он достигает интервала перфорации скважины, закрывают упомянутый вентиль и закачивают кислотный раствор по трубам до тех пор, пока он не проникнет в продуктивный пласт, причем на последнем этапе раствор продавливают нефтью или водой с присадкой 0,1—0,3 % поверхностно-активного вещества. Выдерживают 1—6 ч (но не более) для реакции кислоты, затем раствор удаляют. Скважину вводят в эксплуатацию. При этом' внимательно наблюдают за изменением дебита для определения эффекта от проведенной обработки.[7]

     Существуют различные технологические варианты кислотной обработки, как то: простая, селективная, повторная, поочередная, с вибрацией и т. д.

     Селективную кислотную обработку проводят для нескольких пластов с различной проницаемостью при необходимости последовательной обработки каждого пласта. Пласты при этом изолируют пакерами или гелями.

     Повторную кислотную обработку делают на скважинах, где первичная обработка дала положительные результаты, но повышенный дебит нефти сохранялся непродолжительное время. В этом случае обработку можно повторить несколько раз, каждый раз увеличивая на 25—50 % объем кислотного раствора,

нагнетаемого в продуктивный пласт. При повторении перед кислотным раствором можно закачать хлористый кальций или другое адекватное вещество для временной закупорки более широких каналов (или зоны повышенной проницаемости) и обеспечения проникновения кислоты в более мелкие каналы, которые не были охвачены воздействием.

     Поочередные кислотные обработки являются фактически повторными обработками, которые проводятся подряд без пуска скважины в эксплуатацию. Однако было бы неплохо после закачки каждой порции кислотного раствора удалять продукты реакции из пласта.

     Кислотная обработка с вибрацией основывается на закачке раствора через вибратор, устанавливаемый в башмаке насосно-компрессорных труб. Возникающие вибрации, усиленные колебаниями столба жидкости в кольцевом пространстве, создают в продуктивном пласте сеть микротрещин, в которые проникает кислотный раствор, обеспечивая, таким образом, повышенную эффективность.

     Для скважин с большим радиусом воздействия относится и гидравлический разрыв продуктивного пласта в призабойной зоне скважины.

     Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными породами с низкой проницаемостью (песчаники, известняки, доломиты и т. д.).

     Давления разрыва достигают закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной.

     В жидкость разрыва вводят расклинивающие агенты (кварцевый песок, скорлупа грецких орехов, стеклянные шарики, сферические частицы алюминия, шарики окиси циркония и т. д.), которые проникают в трещину, где и остаются при пуске скважины в эксплуатацию, сохраняя в дальнейшем трещину в раскрытом состоянии. Закрепляющие агенты должны обладать высокой прочностью на сжатие, хорошей проницаемостью после упаковки (укладки) в трещине и быть совместимыми с жидкостью разрыва и флюидами продуктивного пласта.

     Жидкость разрыва должна быть высоковязкой с низкими фильтрационными свойствами для предотвращения ее проникновения в продуктивные отложения и обеспечения повышения давления до уровня, необходимого для разрыва. Вместе с тем необходимо, чтобы при закачке жидкости разрыва потери давления на трение были минимальными. При этом жидкость должна обладать высокой несущей или удерживающей способностями по отношению к расклинивающим агентам и быть совместимой с флюидами продуктивного пласта. Для удаления ее из пласта. После обработки она должна обладать способностью к разжижению. В качестве жидкостей разрыва можно использовать неочищенную или очищенную нефть, эмульсии или гели, которые могут быть созданы на основе воды или углеводородов. Если жидкость разрыва — кислотный раствор (простой или комплексный) или кислотная эмульсия, тогда операцию обычно называют кислотным гидроразрывом, в отличие от других случаев, когда рабочая жидкость имеет нейтральный рН и операцию называют нейтральным гидроразрывом .[7] 
 

     Коротко проанализируем методы интенсификации добычи нефти, применяемых в НГДУ «Азнакаевскнефть».

     Одним из них является композиция КРК.

     Представляет  собой раствор ПАВ неонол АФ 9-12 (с массовой долей 0,4-0,6% в композиции) в абсорбенте – Н (с массовой долей 40-60% в композиции) с добавлением дистиллята ( с массовой долей 60-40% в композиции). Композиция КРК является хорошим растворителем для всех типов АСПО. Закачка композиции КРК производится в добывающие скважины. С целью увеличения притока нефти к забою скважины за счет улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны в результате отчистки ее порового пространства от АСПО. Параметры технологии определяются исходя из геологических и эксплуатационных показателей объекта. Объем закачиваемой композиции определяется расчетным методом на базе интерпретации данных гидродинамических исследований и по ретроспективе работы скважины при определенных термобарических условиях. [5]

     Комплексное химико-депрессионное воздействие с помощью реагента СНПХ-9030.

     В технологии применяется метод глубокой комплексной обработки призабойной  зоны пласта путем физико-химического воздействия в  сочетании с депрессионным воздействием.

     Технология  предназначается для обработки  как добывающих, так и нагнетательных скважин.

     Глубина воздействия определяется местонахождением зоны пласта, в которой возникают  наибольшие гидравлические потери, резко ухудшающие гидродинамические характеристики призабойной зоны пласта. Физико-химическое воздействие приводит к увеличению проницаемости в указанной зоне, что позволяет  уменьшить указанные гидравлические потери и увеличить приток нефти в скважину.

     Радиус  указанной зоны пласта рассчитывается по данным гидродинамических исследований. Расчеты показывают, что объем  применяемого  реагента для физико-химического  воздействия на порядок выше, чем  при обычной кислотной обработке.

     Физико-химическое воздействие осуществляется кислотной композицией СНПХ-9030, обладающей комплексным действием благодаря наличию в ней функционально назначенных химических реагентов – соляной и плавиковой кислот, органического растворителя и масловодорастворимого поверхностно-активного вещества (ПАВ).

     Плавиковая  и соляная кислоты позволяют  изменить структуру порового пространства породы за счет  разрушения части  скелета, диспергирования и частичного растворения цементообразующих  минералов, включая диспергирование  глинистого материала. Органический растворитель разрушает и диспергирует

АСПО  в призабойной зоне и принимает  участие в отмывании пленочной  нефти, обеспечивая тем самым  доступ кислот к стенкам породы. ПАВ создает благоприятные условия  для проникновения композиции в породу и обеспечивает отмывание пленочной нефти.

     Концентрация  и соотношения кислот в композиции подобраны таким образом, чтобы  их реакционная способность сохранялась  до достижения удаленной части обрабатываемой зоны при перепродавке реагента вглубь пласта  технологической жидкостью. Экспериментальным путем установлено, что объем технологической жидкости для перепродавки составляет 1,5-2,5 объема самой композиции. Обработка композицией, как выявлено экспериментальными исследованиями, приводит к увеличению проницаемости в середине обрабатываемой зоны пласта минимум в 2 раза, а в прискважинной зоне она возрастает значительно больше, но до предела, лимитирующего сохранность породы от разрушения.

     Депрессионное воздействие осуществляется путем  свабирования либо гидровакуумной желонкой (типа КОС, Ж.О.Р., ИПН-120/140, ТОЗ-114) 
с целью эффективного выноса продуктов реакции из обрабатываемой зоны пласта  и условия улучшения фильтрации пластовой или закачиваемой жидкостью в случае добывающих и нагнетательных скважин соответственно. 

     В нагнетательных скважинах при достижении коэффициента относительной приемистости К_{отн.прием.}= 2,5 м³/(сут∙атм) и более (под этой величиной понимается отношение рабочей приемистости скважины к давлению закачки) в конце перепродавки композиции СНПХ-9030 технологической жидкостью депрессионное воздействие может не применяться, а продукты реакции рассеиваются вглубь пласта подключением скважины к водоводу от действующей КНС.[4]

     Применение  растворителя «МИА-пром» для очистки  призабойных зон добывающих скважин от АСПО определяется:

           а) химической структурой растворителя «МИА-пром»;

           б) физико-химическим составом АСПО.

     Физико-химический состав АСПО и возможность применения растворителя «МИА-пром» определяется по методике.

     АСПО  представляет собой парафиновые агломераты, сцепленные асфальто-смолистой массой. Процесс очистки неорганической поверхности от АСПО начинается с растворения смол ароматическим растворителем, что приводит к оголению парафиновых частиц. Необходимость наличия в составе растворителя «МИА-пром» легких линейных углеводородов с плотностью 0,75 г/см³, вязкостью 0,75 мПа∙с и с температурой начала кипения 40 °С вызвана тем, что при контакте с парафином они диффундируют в поры АСПО и разрушают структуру агломератов. Одновременно происходят процессы диспергирования и обволакивания отдельных кристаллов парафина одним из структурных компонентов растворителя «МИА-пром» с последующим их растворением. 

     Требования, предъявляемые к объектам внедрения  технологии:

1. Снижение потенциальных добывных возможностей скважины   более чем на 25% из-за ее эксплуатации в условиях образования АСПО.
2. Эксплуатационный объект - терригенные отложения девона.
3. Пористость- 16-22%.
4. Проницаемость - не менее 0,200 мкм².
5. Плотность нефти в пластовых условиях - не более 850 кг/м³.

6. Вязкость  нефти в пластовых условиях - не более 10 мПа∙с.
7. Давление насыщения - не менее 7,0 МПа.
8. Способ эксплуатации - ШГН, ЭЦН и другие, принятые в ОАО "Татнефть".
9. Дебит по жидкости - не менее 3 м³/сут.
10. Обводненность добываемой продукции - до 90% [4].