Разработка технологий освоения нефтенасыщенных отложений Восточной Сибири
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 04 Ноября 2012 в 13:57, автореферат
Краткое описание
Актуальность проблемы. Одной из важнейших проблем в нефтяной
промышленности является повышение эффективности освоения скважин и
регулирования проницаемости пород призабойной зоны в карбонатных пластах.
Поэтому проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для
восстановления и улучшения фильтрационных характеристик пород
призабойной зоны пласта (ПЗП), является одним из перспективных
направлений технического прогресса в добыче нефти.
Содержимое работы - 1 файл
На правах рукописи
КАРПОВ АНДРЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ОСВОЕНИЯ
НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ОБЪЕКТОВ РИФЕЙСКИХ
КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа – 2010
2
Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых
месторождений Уфимского государственного нефтяного технического
университета.
Научный руководитель
доктор технических наук, профессор
Зейгман Юрий Вениаминович.
Официальные оппоненты:
доктор технических наук, доцент
Хафизов Айрат Римович;
кандидат технических наук
Денисламов Ильдар Зафирович.
Ведущая организация
ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и
новых материалов» Академии наук РБ
Защита состоится «15» апреля 2010 года в 15
30
на заседании совета по
защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском
государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062,
Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского
государственного нефтяного технического университета.
Автореферат разослан «15» марта 2010 года.
Ученый секретарь совета
Ямалиев В.У.
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Одной из важнейших проблем в нефтяной
промышленности является повышение эффективности освоения скважин и
регулирования проницаемости пород призабойной зоны в карбонатных пластах.
Поэтому проведение геолого-технических мероприятий, предназначенных для
восстановления и улучшения фильтрационных характеристик пород
призабойной зоны пласта (ПЗП), является одним из перспективных
направлений технического прогресса в добыче нефти. Несмотря на обилие
технологий и химических реагентов, используемых для этих целей, вопросы
эффективности геолого-технических мероприятий недостаточно изучены для
условий месторождений в карбонатных коллекторах. С учетом тенденции
ухудшения структуры запасов нефти, эта проблема становится ещѐ более
актуальной.
В последние годы возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти,
сосредоточенных в низкопроницаемых карбонатных коллекторах, в процессе
освоения и разработки которых происходит ухудшение фильтрационных
характеристик продуктивных пластов. Снижение фильтрационных параметров
пород ПЗП вызывается уменьшением фазовой проницаемости для нефти при
применении
водных
технологических
жидкостей
за счет роста
водонасыщенности и выпадения в осадок продуктов реакции растворов и
породы.
Анализ результатов исследований в области интенсификации добычи
нефти из карбонатных пластов показал, что многие решения этой важной
задачи имеют свои недостатки, вызванные сложностью практической
реализации предлагаемых технологий и высокой вероятностью необратимых
изменений в ПЗП. Известно, что в результате первичного и вторичного
вскрытия пластов большинство скважин становятся гидродинамически
несовершенными, а их фактическая продуктивность становится меньше
потенциальной.
4
В этих условиях актуальной становится разработка технологий освоения
доломитизированных пластов, которые являются одними из наиболее
перспективных объектов добычи углеводородного сырья Восточной Сибири.
Цель работы
Повышение эффективности освоения нефтенасыщенных объектов
рифейских карбонатных отложений Восточной Сибири с применением
обратных нефтекислотных составов.
Основные задачи исследования
1 Изучение результатов и анализ технологической эффективности
освоения скважин, эксплуатирующих рифейские карбонатные пласты в
условиях месторождений Восточной Сибири.
2 Изучение взаимодействия растворов неорганических кислот с
доломитизированными карбонатными породами и совершенствование
технологий их применения при освоении скважин.
3 Обоснование составов кислотных растворов и разработка технологий их
применения для освоения нефтенасыщенных объектов в доломитизированных
пластах с гидрофобной поверхностью пустотного пространства.
4
Проведение промысловых
испытаний
технологии
освоения
продуктивных пластов с использованием растворов нефтекислотных эмульсий
(НКЭ).
5 Разработка технологии освоения нефтенасыщенных объектов с
применением кислотного гидроразрыва пласта и технологических жидкостей
на основе растворов НКЭ.
Методика исследований
Поставленные в работе задачи решались путем проведения лабораторных
и промысловых экспериментов и анализа промыслового материала с
использованием вероятностно-статистических методов. Исследования по
моделированию операций освоения скважин проводились на естественных
образцах горных пород. Обработка результатов велась на персональных ЭВМ с
оценкой погрешности измерений и расчетов.
5
Научная новизна
1 Экспериментально установлено, что растворяющая способность
нефтекислотных эмульсий, применяемых для интенсификации притока нефти в
скважины из пластов рифейских отложений, больше, по сравнению с водными
растворами кислот, за счет увеличения площади контакта активного раствора с
гидрофобной поверхностью каналов фильтрации.
2 Установлено, что сохранение химической активности и агрегативной
устойчивости состава при проведении работ по вызову притока жидкости и
освоению рифейских карбонатных пластов достигается за счет оптимального
компонентного состава кислотного раствора (80% - нефть, 19,93% - 15%-ный
водный раствор сульфаминовой кислоты, 0,07% - эмульгатор Неонол АФ-9-12)
и его физических параметров, которые определяют структуру, дисперсность и
эффективную вязкость.
3 Установлено, что применение технологии кислотного гидроразрыва
пласта для низкопроницаемых пород рифейских отложений обеспечивает
подключение к процессам фильтрации удаленных от скважины участков за счет
создания гидродинамической связи между нефтенасыщенными пустотами с
одновременным кислотным воздействием.
Практическая ценность
1 В условиях Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений
внедрена технология освоения нефтенасыщенных объектов с использованием
состава НКЭ для обработки карбонатного пласта. В результате применения
технологии в скважине К-215 (IV объект) изменился состав продукции
(появилась нефть), коэффициент продуктивности по нефти вырос до
0,17 м
3
/(сутМПа); в скважине К-235 (IV объект) увеличился дебит по жидкости
с 0,21 до 1,48 м
3
/сут; в скважине ТК-509 (III объект) увеличился коэффициент
продуктивности по газу в 35 раз, изменился состав продукции (появилась
нефть), коэффициент продуктивности по нефти вырос до 0,7 м
3
/(сутМПа).
2 Разработанные технологии освоения нефтенасыщенных объектов
рифейских карбонатных отложений Восточной Сибири применяются в учебном
6
процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета
(УГНТУ) при чтении лекций и проведении практических занятий по
дисциплине «Скважинная добыча нефти», а также курсовом и дипломном
проектировании со студентами горно-нефтяного факультета по специальности
130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на 58-ой и
59-ой научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых
ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета
(2007, 2008гг.), а также на научно-технических семинарах кафедры «Разработка
и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ и ООО "Славнефть-
Красноярскнефтегаз" (2007, 2008гг.).
Объем и структура работы
Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка
литературы. Работа содержит 148 страниц машинописного текста, 40 рисунков,
11 таблиц, 109 библиографических ссылок.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении содержится общая характеристика работы, обоснована ее
актуальность, поставлена цель и задачи исследований, показана научная
новизна и практическое значение.
В первой главе приведена краткая геолого-промысловая характеристика
Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления и проведен анализ состава и
строения
объектов
исследования.
Юрубчено-Тохомская
зона
нефтегазонакопления является одним из наиболее перспективных объектов
добычи углеводородного сырья в Восточной Сибири. Она включает
Юрубченское,
Вэдрэшевское,
Куюмбинское
и
Терско-Камовское
месторождения, основные залежи которых связаны с карбонатными
отложениями среднего и верхнего рифея.
7
На
основании
результатов
исследований
геофизических,
петрофизических и литологических характеристик разрезов разведочных
скважин, а также промысловых и гидродинамических исследований скважин
выделены следующие особенности:
изучаемый продуктивный разрез представлен рифейскими отложениями;
основными нефтенасыщенными породами продуктивного разреза являются
доломиты;
тип коллекторов – каверно-трещинный и трещинно-каверновый;
в рифейском разрезе выделены в качестве коллекторов до 5 интервалов;
среднее пластовое давление составляет 21,5 МПа;
средняя пластовая температура +27
0
С;
нефть – легкая, маловязкая, малосмолистая, парафинистая (содержание
парафина до 2,5%).
Выполнен статистический анализ петрофизических и литологических
характеристик (состава, пористости, проницаемости, флюидонасыщенности)
пород-коллекторов по выделенным объектам испытаний для определения их
средних и вероятностных значений, а также с целью установления
корреляционной связи между ними, пригодной для практического
использования.
При проведении анализа результатов работ по вскрытию продуктивных
пластов, освоению и эксплуатации скважин установлено:
1) большинство нефтенасыщенных объектов осваиваются с применением
технологических жидкостей на водной основе;
2) интенсивное поглощение технологических жидкостей при вскрытии
продуктивных пластов происходит в условиях сильно развитой трещиноватости
и кавернозности коллекторов;
3) при испытании средних (по разрезу) объектов в некоторых скважинах
наблюдались прорывы воды и газа соответственно из нижних и верхних
горизонтов;
8
4) создание больших депрессий при освоении скважин приводит к
смыканию естественных вертикальных трещин в коллекторе;
5) при проведении операций освоения объектов в некоторых случаях
отмечалось интенсивное гидратообразование в скважинах;
6) образование отложений парафина в скважинах и ПЗП;
7) низкая эффективность соляно-кислотных обработок скважин.
В результате выполненного анализа были выделены основные причины
низкой эффективности освоения скважин Куюмбинского и Терско-Камовского
месторождений, которые включают две группы:
1) естественные (природные):
низкая поровая проницаемость пород-коллекторов;
высокая трещиноватость и кавернозность пород-коллекторов;
высокая расчлененность продуктивного разреза;
наличие развитой сети вертикальных трещин в продуктивном разрезе;
2) искусственные (техногенные):
бурение скважин на репрессии, приводящее к поглощению больших
объемов промывочной жидкости и ухудшению фильтрационно-
емкостных свойств пород ПЗП;
использование при первичном вскрытии продуктивного пласта,
перфорации, промывках и вызове притока технологических жидкостей на
водной основе, проникающих в ПЗП и вызывающих ухудшение
фильтрационно-емкостных параметров пород;
создание больших депрессий при вызове притока жидкости из пласта в
скважины, способных вызвать смыкание трещин в ПЗП;
закачки в скважины или ПЗП холодных (или охлажденных в скважине
при простое) технологических жидкостей и растворов, в результате
которых образуются отложения парафина в скважине и ПЗП,
сопровождаемые ухудшением фильтрационно-емкостных характеристик
пород.
9
Наличие перечисленных причин, вызывающих осложнения при освоении
скважин, свидетельствует о необходимости системного подхода к решению
проблемы повышения эффективности их освоения и эксплуатации,
предусматривающего охват всех элементов единой технологической цепочки
процесса добычи нефти. В плане реализации системного подхода необходимо
обосновать и выбрать методы, направленные на сохранение, восстановление и
улучшение фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП.
Во второй главе представлены результаты анализа успешности
применения технологий кислотных обработок пород ПЗП с целью повышения
продуктивности добывающих скважин.
Наибольшее распространение на промыслах нашли соляно-кислотные
технологии и их модификации. Они играют огромную роль в интенсификации
добычи нефти. Значительный вклад в развитие и совершенствование кислотных
методов воздействия на ПЗП внесли Амиян В.А., Андреев В.Е., Антипин Ю.В.,
Аширов К.Б., Бакиров Н.М., Валеев М.Д. Дияшев Р.Н., Галлямов И.М.,
Гарифуллин Ш.С., Жданов С.А., Зейгман Ю.В., Ибрагимов Г.З., Илюков В.А.,
Кудинов В.И., Логинов Б.Г., Лозин Е.В., Лысенко В.Ф., Мищенко И.Т.,
Муслимов Р.Х., Мухаметшин В.Ш., Нугаев Р.Я., Орлов Г.А., Сидоровский В.А.,
Телин А.Г., Токарев М.А., Уметбаев В.Г., Фазлыев Р.Т., Хавкин А.Я.,
Хайрединов Н.Ш., Хазипов Р.Х., Хисамов Р.С, Хисамутдинов Н.И., Coulter
G.R., Jennings A.R., Harris O.E., Sengul M., Smith C.F. и многие другие.
Существенное повышение эффективности обработок ПЗП по сравнению
с обычными соляно-кислотными обработками (СКО) отмечено при
использовании гидрофобных эмульсий, представляющих собой дисперсную
систему.
Применение гидрофобных кислотных эмульсий позволяет замедлить
скорость взаимодействия кислоты с породой, тем самым доставить раствор
вглубь пласта в активном состоянии, увеличить радиус охвата пласта
воздействием.
10
Анализ технологической успешности проведенных СКО показал, что эти
технологии не позволяют повысить качество работ освоения скважин
Куюмбинского и Терско-Камовского месторождений. Причинами отмеченного
факта могут быть особенности взаимодействия активных кислотных составов с
породообразующими минералами. Поэтому были запланированы и проведены
лабораторные исследования растворяющей способности различных кислотных
составов при их контакте с дезагрегированной горной породой (рисунок 1).
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
50
100
150
200
250
300
Время, мин
Доля
ра
с
творе
н
н
ой
п
ороды,
%
5 % HCl
10 % HCl
12 % HCl
15 % HCl
12 % СКC
20 % СКC
8 % СКC
15 % СКC
Рисунок 1 - Определение растворимости пород Куюмбинского месторождения
кислотными растворами
Из рисунка видно, что по сравнению с растворами соляной кислоты
сухокислотная смесь (СКС) на основе сульфаминовой кислоты обладает
значительно меньшей растворяющей способностью. Суммарное количество
растворенного материала пород в опытах с соляной кислотой на всех стадиях
взаимодействия растворов и породы превышает аналогичный показатель для
опытов с СКС.
Исследования по воздействию кислот на проницаемость естественных
образцов горных пород проводились на экспериментальной установке.
Эффективность действия кислотных растворов оценивали по отношению
11
проницаемости образца керна по керосину после воздействия к
проницаемости образца керна по керосину до воздействия
k
кер.после
/ k
кер.до
.
Погрешность относительной величины сводится к погрешности измерения
перепада давления на образце и расхода фильтруемой жидкости до и после
воздействия. Степень изменения проницаемости оценивали по формуле
.
2 1
1
.
1 2
2
êåð ï î ñëå
êåð äî
k
V t P
k
V t P
,
(1)
где V
1
и V
2
– объемы профильтрованных жидкостей до и после кислотного
воздействия, t
1
и t
2
– время прокачки жидкостей,
Р
1
и
Р
2
– перепады
давления.
В экспериментах были использованы образцы естественных пород,
коэффициент открытой пористости которых превышал 1%. Проницаемость
образцов по керосину составляла: образец К-1/1 - 2,4·10
-3
мкм
2
; образец
К-2/2 - 2,4·10
-3
мкм
2
; образец К-7/1 - 3,3·10
-3
мкм
2
. Результаты исследований
процессов фильтрации с кислотным воздействием на образцы естественных
кернов представлены на рисунках 2 и 3.
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
5,5
6
6,5
7
0
2
4
6
8
10
12
Объем прокачки раствора кислоты, V пор
Прон
и
ц
аем
ост
ь
•
10
-3
,
м
к
м
2
образец К-1\1 после прокачки 10%-ного раствора HCl
образец К-2\2 после прокачки 10%-ного раствора СКС
образец К-7\1 после прокачки 15%-ного раствора глинокислоты (HCl+HF)
Рисунок 2 – Динамика проницаемости образцов после прокачки водных
растворов кислот
12
0
5
10
15
20
25
30
35
2
4
6
8
10
12
Объем прокачки раствора кислоты, V пор
П
ри
рос
т
п
рон
и
ц
а
е
м
ос
т
и
, %
образец К-1\1 после прокачки 10%-ного раствора HCl
образец К-2\2 после прокачки 10%-ного раствора СКС
образец К-7\1 после прокачки 15%-ного раствора глинокислоты (HCl+HF)
Рисунок 3 – Динамика прироста проницаемости образцов после прокачки
водных растворов кислот
Как видно из графиков, прокачка через образцы естественных кернов
водных растворов соляной кислоты, сухокислотной смеси и глинокислоты
привела к увеличению проницаемости образцов. Рассматриваемые образцы
пород отличались от других образцов тем, что в них имелись видимые
невооруженным глазом естественные трещины. Как показал анализ состояния
торцевых поверхностей кернов, фильтрация кислотных составов и керосина
(модели нефти) проходила именно по этим трещинам. Наиболее проницаемый
образец К-7/1 после пропускания через него 20 поровых объемов глинокислоты
разломился по имеющейся трещине.
Суммарное увеличение проницаемости кернов после воздействия
кислотными растворами составило:
образец К-1/1 (10% HCl) – 1,5 раза;
образец К-2/2 (10% СКС) – 1,4 раза;
образец К-7/1 (15% HCl+HF) – 2,1 раза.
Результаты анализа технологической эффективности проведенных
обработок трех нефтенасыщенных объектов в скважинах Куюмбинского и
13
Терско-Камовского месторождений показали, что для таких пластов
предпочтительным является применение кислотных составов, обладающих
пониженными скоростями реакции с породообразующими минералами. В
качестве таких составов были выбраны водные растворы, приготовленные на
основе сухокислотной смеси (СКС). По результатам выполненных
лабораторных экспериментов были рекомендованы к применению водные
растворы СКС 15%-ной концентрации. Реакционная способность этих
растворов почти в два раза ниже, чем у аналогичных растворов соляной
кислоты.
Выполненные промысловые эксперименты показали, что успешность
технологии интенсификации притока во многом зависит от геолого-физических
условий
ПЗП. Результаты
выполненных
промысловых
испытаний
свидетельствуют о разнообразии условий фильтрации и значений
фильтрационных параметров пород пласта в окрестности скважин. Учет
текущего состояния фильтрационных параметров пород ПЗП должен
определять объемы кислотных растворов, закачиваемых в пласты для
увеличения проницаемости пород. Направлениями совершенствования
технологий кислотного воздействия на породы продуктивных пластов
рифейских отложений являются большеобъемные кислотные обработки,
обработки ПЗП с применением НКЭ и других комбинированных технологий
увеличения проницаемости пород. С учетом этого была поставлена задача -
разработать эффективный кислотный состав и технологию его применения в
доломитизированных карбонатных пластах с гидрофобной поверхностью
пустотного пространства.
В третьей главе приведены результаты лабораторных исследований по
разработке рецептуры нефтекислотных растворов применительно к условиям
рифейских карбонатных коллекторов.
При выборе состава нефтекислотного раствора оценивали влияние
различных компонентов на его стабильность и химическую активность.
Приготовление и исследование составов и свойств образцов НКЭ проводили в
14
соответствии с принятыми стандартами и руководящими документами.
Устойчивость
кислотных
эмульсий
определяли
по
показателю
электростабильности на приборе ТЭЭ-1.
Для повышения устойчивости нестабильных эмульсий, помимо
растворимых в углеводородах эмульгаторов,
применяют поверхностно-
активные вещества (ПАВ) с преимущественной растворимостью в водной фазе.
Исходя из этого, для приготовления НКЭ были запланированы и проведены
эксперименты по подбору водорастворимых эмульгаторов. После опробования
различных видов эмульгаторов предпочтение было отдано водорастворимому
ПАВ Неонолу АФ-9-12, относящемуся к оксиэтилированным алкилфенолам.
Эти реагенты по сравнению с ионогенными ПАВ обладают лучшей
растворимостью в минерализованных водах и не образуют твердых осадков.
Критерием выбора эмульгатора являлось создание требуемого поверхностного
натяжения на границе раздела фаз: нефть - раствор кислоты.
Последовательность приготовления составов НКЭ была следующей.
Перед приготовлением исходные компоненты смеси (дегазированная нефть и
модель пластовой воды) подвергали оценке состава и основных физических
параметров - плотность, динамическая вязкость.
Вначале готовили 15%-ный водный раствор на основе СКС. При этом
добивались полного растворения расчетного количества сухой смеси кислот в
воде без образования осадка. Растворение сухой смеси кислот в воде проводили
при непрерывном перемешивании и оценивали по величине вязкости,
плотности кислотного раствора и его прозрачности.
Затем в 15%-ный водный раствор СКС добавляли требуемое количество
эмульгатора Неонол АФ-9-12. При перемешивании раствора добивались
полного растворения ПАВ в воде. На последнем этапе смешивали расчетные
объемы нефти и водного раствора кислот с добавками эмульгатора в
цилиндрическом сосуде при помощи электрической мешалки при скорости
вращения лопастей 2000 мин
-1
. В процессе приготовления составов НКЭ
образование тонкодисперсной кислотной эмульсии происходило практически
15
после перемешивания составляющих компонентов в течение 2…3 минут.
Концентрация ПАВ в растворе кислот изменялась от 0,05 до 0,2%. После
достижения полной растворимости эмульгатора проводили определение
межфазного натяжения раствора кислоты на границе с нефтью, так как
поверхностное натяжение определяет устойчивость НКЭ к расслоению.
В результате экспериментов был выбран состав, состоящий из 15%-ного
раствора СКС с добавкой 0,07 % Неонола АФ-9-12 (рисунок 4). Добавление
этого количества ПАВ к раствору кислот обеспечивает снижение межфазного
натяжения на границе нефть - раствор СКС в 3,2 раза. Дальнейшее увеличение
концентрации эмульгатора в растворе кислот не приводило к уменьшению
межфазного натяжения на границе раздела фаз.
0
5
10
15
20
25
30
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
Содержание ПАВ, %
Пов
ерхн
ост
н
ое
н
ат
я
ж
ен
и
е,
м
Н/м
Рисунок 4 – Межфазное натяжение на границе нефть – 15%-ный водный
раствор СКС с Неонолом АФ-9-12
В процессе приготовления обратных НКЭ по соотношению нефть /
15%-ный раствор кислоты с эмульгатором Неонол АФ-9-12 были исследованы
составы (50/50, 60/40, 70/30, 75/25, 80/20, 90/10). Устойчивость приготовленных
растворов определяли двумя способами: по количеству отделившейся «водной
фазы» и при помощи микроскопа - в тонком слое через определенные
промежутки времени. Результаты оценки агрегативной устойчивости эмульсий
представлены на рисунке 5. Наиболее устойчивая НКЭ получается при
соотношении фаз нефть/«водная фаза» - 80/20. Эмульсии при соотношении фаз
16
90/10 не получилось даже при длительном перемешивании составляющих
компонентов.
Оценка дисперсности водной фазы проводилась путем определения
размеров частиц дисперсной фазы на микроскопе МИН-8. Под микроскопом
видно, что размеры частиц водной фазы в капле НКЭ кратно изменяются при
различном времени перемешивания.
V
вф
= -1,10•V
н
+ 88
R
2
= 0,99
0
5
10
15
20
25
30
35
40
40
50
60
70
80
90
Доля нефти V
н
, %
До
л
я
о
т
д
е
л
и
вш
е
й
с
я
"
во
д
н
о
й
ф
а
з
ы
"
V
вф
, %
Рисунок 5 – Количество отделившейся “водной фазы” для различных составов
НКЭ через 1 сутки
Измерения показали, что в лабораторных условиях перемешивание смеси
в течение 30 минут обеспечивает размеры глобул водного раствора кислоты в
пределах 10…15 мкм. Этот факт – главный, который обеспечивает
устойчивость НКЭ в течение длительного срока. В промысловых условиях
контроль свойств НКЭ осуществляли замерами плотности и вязкости.
Обратная нефтекислотная эмульсия оказалась стойкой к расслоению и
при повышенных температурах (до + 50
0
С). В течение двух недель не
происходило расслоение фаз и не изменялись однородность, дисперсность и
эффективная
вязкость
эмульсии. Поскольку пластовая температура
Куюмбинского месторождения +27
0
С, то НКЭ сохранит свои эмульсионные
свойства и в пластовых условиях.
17
Устойчивость состава НКЭ (80% - нефть, 20% - водный раствор кислоты
с добавкой 0,07% Неонола АФ-9-12) при температуре 25
0
С превышала 1 месяц.
Минимальное значение устойчивости растворов НКЭ составило 30 минут.
Характеристики образцов нефтекислотных эмульсий представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Характеристики образцов нефтекислотных эмульсий
Объемная
доля нефти,
%
Объемная доля
15%-ного водного
раствора СКС с
ПАВ, %
Объемная доля
ПАВ АФ-9-12 в
15%-ном водном
растворе СКС, %
Время
переме-
шивания,
мин
Примечания
80
20
1,50
30
Температура 22
0
С
Эмульсия образовалась
80
20
1,00
30
Температура 22
0
С
Эмульсия образовалась
80
20
0,50
30
Температура 22
0
С
Эмульсия образовалась
80
20
0,25
30
Температура 22
0
С
Эмульсия образовалась
80
20
0,14
30
Температура 22
0
С
Эмульсия образовалась
80
20
0,10
30
Температура 22
0
С
Эмульсия образовалась
80
20
0,07
30
Температура 22
0
С
Эмульсия образовалась.
80
20
0,04
30
Температура 22
0
С
Эмульсия не образовалась
80
20
0,02
30
Температура 22
0
С
Эмульсия не образовалась
80
20
0,25
30
Температура 2
0
С
Эмульсия не образовалась
80
20
0,07
30
Температура 2 – 4
0
С
Эмульсия не образовалась
80
20
0,07
5
Температура 21
0
С
Эмульсия образовалась
80
20
0,07
1
Температура 21
0
С
Эмульсия образовалась
60
40
0,07
30
Температура 21
0
С
Эмульсия маловязкая,
сразу распалась
70
30
0,07
30
Температура 21
0
С
Через несколько часов из
эмульсии выделилась
«водная фаза»
75
25
0,07
30
Температура 21
0
С
Эмульсия образовалась,
через сутки наблюдали
выделение «водной фазы»
90
10
0,07
30
Температура 21
0
С
Эмульсия не образовалась
Растворяющую способность выбранного состава НКЭ определяли по
ранее описанной методике. В качестве образцов естественных пород применяли
дезагрегированную породу естественных кернов продуктивных пластов
18
Куюмбинского месторождения. Результаты этих экспериментов представлены
на рисунке 6.
0
5
10
15
20
25
30
35
0
10
20
30
40
50
60
Время, мин
Уб
ыль
м
а
с
с
ы п
ороды, %
НКЭ
15 % СКC
Рисунок 6 – Растворяющая способность составов НКЭ и СКС
Как видно из графика при пластовой температуре растворяющая
способность раствора НКЭ выше растворяющей способности водного раствора
СКС. На всех стадиях экспериментов растворяющая способность НКЭ была на
15…25 % выше, чем у СКС.
По результатам выполненных экспериментов установлено, что
применение вместо водных растворов СКС обратных кислотных эмульсий
обеспечивает больший объем растворения породообразующих минералов и
является перспективным при проведении работ по интенсификации притока
нефти из пласта в скважины Куюмбинского и Терско-Камовского
месторождений.
С применением растворов НКЭ были проведены обработки трех
нефтенасыщенных объектов в скважинах Куюмбинского и Терско-Камовского
месторождений. На Куюмбинской площади были выбраны два IV объекта в
скважинах К-215 и К-235, на Терско-Камовской – III объект в скважине ТК-509.
Результаты испытаний представлены ниже:
19
1 В скважине К-215(IV объект) после применения растворов НКЭ
произошло изменение состава продукции. В продукции скважины появилась
нефть. Коэффициент продуктивности по нефти составил 0,17 м
3
/(сутМПа). При
обработке объекта удельный расход кислотного раствора составил 4 м
3
/м.
2 В скважине К-235 (IV объект) увеличился дебит по жидкости с 0,21 до
1,48 м
3
/сут. Давление закачки 50 м
3
раствора НКЭ в пласт составило 4,0 МПа,
что свидетельствует о возможном проникновении раствора активной кислотной
смеси в высокопроницаемый участок пласта. Удельный расход кислотного
раствора составил 4,2 м
3
/м.
3 В скважине ТК-509 (III объект) в результате обработки пласта 40 м
3
раствора НКЭ произошло увеличение коэффициента продуктивности по газу в
35 раз. В продукции скважины появилась нефть. Коэффициент продуктивности
скважины по нефти достиг величины 0,7 м
3
/(сутМПа). Удельный расход
кислотного раствора составил 6,7 м
3
/м.
В четвертой главе выполнен обзор работ, посвященных выбору
технологических жидкостей для гидроразрыва пласта (ГРП) и дополнительно
применяемых химических реагентов. В качестве жидкости разрыва пород
пласта и жидкости-песконосителя рекомендовано применение обратной
нефтекислотной эмульсии – раствора НКЭ. Этот раствор в чистом виде может
быть применен в качестве жидкости разрыва. Без добавок загустителей раствор
НКЭ обеспечивает несущую способность твердой фазы в количестве не более
150 кг/м
3
. Этой концентрации твердой фазы недостаточно для закрепления
трещины ГРП с проницаемостью на несколько порядков выше естественной
проницаемости пласта. Предложено для загущения жидкости-песконосителя
применить полимеры на основе целлюлозы.
Исследование динамики проницаемости естественных пород с
искусственной трещиной в результате прокачки через них технологических
жидкостей ГРП проводили на образце К-8/2. По результатам ранее
выполненных исследований в качестве технологических жидкостей ГРП
выбран раствор НКЭ. При анализе действия раствора на породу оценивали
20
изменение проницаемости образца по нефти до и после прокачки через образец
заданного объема НКЭ. Эти же эксперименты проводили на образце после
создания в образце искусственной трещины. Результаты эксперимента
представлены на рисунке 7.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0
10
20
30
40
50
Объем прокачкираствора НКЭ, Vпор
П
р
о
н
и
ц
а
е
м
о
с
т
ь
п
о
н
е
фт
и
д
о
с
о
з
д
а
н
и
я
т
р
е
щ
и
н
ы
•1
0
-3
,
м
к
м
2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
П
р
о
н
и
ц
а
е
м
о
с
т
ь
п
о
н
е
фт
и
п
о
с
л
е
с
о
з
д
а
н
и
я
т
р
е
щ
и
н
ы
,
м
к
м
2
до создания трещины
после создания трещины
Рисунок 7 - Динамика проницаемости по нефти образца К-8/2
В процессе прокачки раствора НКЭ,
составившего 40 объемов
пустотного
пространства
образца
породы, произошло
увеличение
проницаемости образца породы в 9,7 раза (без создания искусственной
трещины).
На следующей стадии эксперимента в образце породы К-8/2
механическим путем была создана искусственная трещина. Для поддержания
трещины в раскрытом состоянии на еѐ поверхности разместили зерна
отсортированного и обработанного кислотой кварцевого песка фракции
0,8…1,2 мм. После соединения двух частей образца породы была получена
модель искусственной трещины после проведения операции ГРП.
Модифицированный образец породы был размещен в кернодержателе и
проведены эксперименты по прокачке через образец раствора НКЭ, как
жидкости разрыва горных пород и жидкости-песконосителя. За начальное
21
значение проницаемости принимали проницаемость образца с искусственной
трещиной по нефти до воздействия НКЭ. Опыт показал, что проницаемость
образца с искусственной трещиной в процессе прокачки раствора увеличилась
в 11 раз. В итоге, после создания искусственной трещины и воздействия
раствором НКЭ, увеличение проницаемости составило 263 раза.
Из полученных результатов видно, что применение в качестве жидкостей
разрыва растворов НКЭ будет способствовать увеличению проницаемости
обрабатываемого пласта как во время, так и после создания трещины ГРП.
Интенсивность роста проницаемости породы в этом случае будет зависеть от
количества активного раствора эмульсии, проходящего через трещину. Объем
раствора НКЭ выбирается в процессе расчета технологических параметров
операции ГРП. Этот выбор необходимо производить с учетом взаимодействия
кислотного раствора и горной породы.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1 Установлено, что применяемые технологии солянокислотных обработок
для освоения скважин в рифейских отложениях Восточной Сибири имеют
следующие недостатки: низкий охват продуктивного пласта воздействием по
глубине и толщине из-за высокой скорости реакции соляной кислоты с
карбонатной породой, низкую технологическую эффективность повторных
обработок ПЗП, снижение эффективности СКО при росте обводненности
продукции.
2 Результаты экспериментов показали, что для обработок пластов
рифейских отложений при освоении объектов с использованием водных
растворов кислот эффективно применять кислотные растворы с низкими
значениями скорости реакции с доломитизированной породой, например,
растворы СКС на основе сульфаминовой кислоты.
3 Установлено, что применение водных растворов кислот по технологии
простых кислотных обработок в доломитизированных пластах эффективно
только для очистки каналов фильтрации от загрязнений. Для удаленных от
22
скважины участков пласта необходимо проводить обработку с помощью
нефтекислотных растворов, например, растворов НКЭ (патент №2347799). Эти
кислотные составы обеспечивают глубокое проникновение в пласт активной
кислоты и эффективное взаимодействие с гидрофобной поверхностью каналов
фильтрации.
4 Промысловые испытания технологии освоения нефтенасыщенных
объектов с применением НКЭ показали, что в результате обработок объектов с
гидрофобными карбонатными породами получены положительные результаты
в виде: в скважине К-215 (IV объект) изменился состав продукции (появилась
нефть), коэффициент продуктивности по нефти вырос до 0,17 м
3
/(сутМПа); в
скважине К-235 (IV объект) повысился дебит по жидкости с 0,21 до 1,48 м
3
/сут;
в скважине ТК-509 (III объект) увеличился коэффициент продуктивности по
газу в 35 раз, изменился состав продукции (появилась нефть), коэффициент
продуктивности по нефти вырос до 0,7 м
3
/(сутМПа).
5 Разработана технология освоения нефтенасыщенных объектов
карбонатных пород рифейских отложений с применением кислотного
гидроразрыва пласта, позволяющая значительно увеличить гидродинамическую
связь пласта со скважиной. Проведены лабораторные эксперименты по
моделированию операции кислотного ГРП для условий нефтяных пластов
Восточной Сибири, подтверждающие увеличение проницаемости породы по
нефти в результате создания и обработки искусственной трещины.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих
работах:
1. Карпов А.А. Особенности свойств нефтекислотных эмульсий,
применяемых для обработки карбонатных коллекторов / Карпов А.А., Зейгман
Ю.В. // Материалы 58-ой научно-технической конференции студентов,
аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного
технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. – С. 226.
23
2. Карпов А.А. Применение обратных кислотных эмульсий для
воздействия на призабойную и удаленную зоны пласта / Карпов А.А., Зейгман
Ю.В. // Материалы 58-ой научно-технической конференции студентов,
аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного
технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. – С. 227.
3. Зейгман Ю.В. Применение нефтекислотных эмульсий при разработке
месторождений с карбонатными коллекторами / Зейгман Ю.В., Карпов А.А. //
Нефтегазовое дело. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - Том 5. - №1. – С. 76 – 80.
4. Карпов А.А. Сравнение растворяющей способности различных кислот
на естественных породах / Карпов А.А., Зейгман Ю.В. // Материалы 59-ой
научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых
Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа:
Изд-во УГНТУ, 2008. – С. 212.
5. Карпов А.А. Разработка состава нефтекислотной эмульсии для
обработки карбонатных пород / Карпов А.А., Зейгман Ю.В. // Материалы 59-ой
научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых
Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа:
Изд-во УГНТУ, 2008. – С. 212.
6. Патент РФ на изобретение № 2347799. Состав для обработки
призабойной зоны карбонатного пласта / Дияшев Р.Н., Зейгман Ю.В.,
Карпов А.А. и др. – Опубл. 27.02.2009. Бюл. № 6.
Информация о работе Разработка технологий освоения нефтенасыщенных отложений Восточной Сибири