УДК 622.276.1 /.4
© А.Д. Медведев, С.С. Сабитов, С.Я. Садивский, 2008
iff
№М
ЦЩ
Применение комбинированной технологии обработки скважин композицией на основе соляной кислоты и реагента ПАК
А.Д. Медведев (ЗАО «НИПЦ НефтеГазСервис»), С.С. Сабитов, С.Я. Садивский (ОАО «КуйбышевАзот»)
В процессе разработки нефтяных месторождений проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) в добывающих и нагнетательных скважинах постепенно ухудшается. Это приводит к отключению нефтенасыщенных прослоев с пониженной проницаемостью и опережающему обводнению прослоев с повышенной проницаемостью. В результате происходит консервация слабо активных извлекаемых запасов нефти на неопределенное время, что обусловливает снижение уровней добычи нефти, текущего и конечного коэффициентов извлечения нефти (КИН).
Преждевременные опережающие прорывы закачиваемых вод по высокопроницаемым прослоями и пластам блокируют значительные участки залежей нефти, что приводит: 1) к неравномерной выработке запасов; 2) к преждевременному обводнению добывающих скважин; 3) к экономической нецелесообразности эксплуатации этих скважин. В то же время выработка оставшихся трудноиз-влекаемых запасов на более поздней стадии разработки требует больших капитальных вложений. Поэтому равномерная выработка высокопродуктивных и малопродуктивных запасов является основой для рациональной разработки месторождений.
Многочисленные исследования показали, что основными причинами снижения проницаемости ПЗП и охвата продуктивных пластов воздействием при заводнении являются:
- несовершенная технология первичного вскрытия пласта при бурении, цементировании, вторичного вскрытия при перфорации методами, при применении которых под действием значительной репрессии в пласт задавливается большое количество низкокачественного бурового раствора, его фильтрата, цемента и др.;
- глушение добывающих скважин сильно загрязненными, не обработанными ПАВ технологическими жидкостями;
- набухание глинистых компонентов в глинисто-карбонатном цементе породы;
- закачка в пласт сильно загрязненной нефтепродуктами и продуктами коррозии подтоварной воды с высокой концентрацией вредных частиц (КВЧ);
- осаждение в результате охлаждения ПЗП в процессе нагнетания воды асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти, а также солей сложного химического состава, причем асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) адсорбируются частицами глин и прочно связываются этими частицами, что в дальнейшем снижает эффективность кислотных, глинокислот-ных и ПАВ-кислотных обработок.
Основными недостатками солянокислотных и глинокислотных обработок являются: малообъемность обработок (3-6 мЗ) закачиваемого кислотного раствора (в результате обрабатывается лишь незначительный объем загрязненной части ПЗП); отсутствие комплексного воздействия на ПЗП в случае ее многокомпонентной
Application of the combined technology of wells treatment by a composition on the basis of a hydrochloric acid and PАК reagent
A.D. Medvedev (NIPTs NefteGazServis ZAO), S.S. Sabitov, S.Ya. Sadivsky (KuybyshevAzot OAO)
The combined technology of wells treatment is offered. Its application has allowed to increase intake capacity of injection well from 1 00 up to 540 m3/d., oil yield of producing one - from 70 up to 120 t/d. The technology is recommended to industrial tests.
кольматации; быстрая нейтрализация кислотного раствора; воздействие в основном только на высокопроницаемую часть пласта. Для повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин обработка ПЗП выполняется в два этапа. Сначала проводится обработка с целью разглини-зации ПЗП и удаления кольматирующего материала, затем -обработка с целью интенсификации притока нефти или увеличения приемистости скважины, для чего разработан эффективный интенсифицирующий состав ПАК.
Карбонатные породы по химической природе являются солями угольной кислоты, которые хорошо растворимы в кислотах, поэтому базовым реагентом, используемым для восстановления или повышения проницаемости призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах, является соляная кислота (НС1). Применяют НС1 концентрацией 8-15 % (8-10 % - для пластов, представленных песчаниками и карбонатами; 10-12% - для карбонатов с высокой проницаемостью при низком пластовом давлении; 12-15% - для карбонатов с низкой проницаемостью при высоком пластовом давлении). Увеличивать ее концентрацию не рекомендуется из-за сильной коррозии с последующим закупориванием пласта.
Эффективность воздействия композицией определяется свойствами входящих в нее компонентов. Так, соляная кислота способствует растворению и выносу карбонатной составляющей, а реагент «ЩСПК Модифицированный» в результате гидролиза натриевых солей органических карбоновых кислот, входящих в его состав, -кристаллохимической перестройке глинистого вещества, теряющего межслоевую воду, крупные катионы калия, натрия и способность к набуханию. Это подтверждается исследованиями композиции до и после взаимодействия методом высокоэффективной эксклюзивной жидкостной хроматографии и рефрактометрическими исследованиями карбонатной и глинистой составляющих.
94 01'2008 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
В результате смешения в ПЗП реагента «ЩСПК Модифицированный» и НС1 протекает реакция декарбоксилирования органических кислот
К-СССН ^ К-Н + СО2 Т.
При этом кольматанты выступают в качестве катализаторов реакции. Высокий перепад давления, создающийся за счет образования СО2, приводит к разрушению веществ, кольматирующих поры пласта, а следовательно, к разрушению осадков. В результате образуются легкоподвижные комплексы, которые легко продавливаются в пласт закачиваемой водой или выносятся из ПЗП на поверхность.
Особенностью процесса обработки композицией «ЩСПК Модифицированный» с кислотными агентами является протекание реакции в наименее проницаемых прослоях, т.е. приемистость пласта в целом возрастает.
Исследования по применению комбинированной технологии обработки скважин композицией на основе соляной кислоты и реагента ПАК проводились на месторождении Кенкияк (надсоле-вой и подсолевой комплексы) НГДУ «Кенкиякнефть» ОАО «СНПС-Актобемунайгаз» (Республика Казахстан).
Комбинированная технология обработки была применена в нагнетательной скв. 3109 (надсолевой комплекс). Глубина забоя -400 м. Конструкция скважины: кондуктор 245 ммх 116,6 м; эксплуатационная колонна 168 ммх397,8 м. Глубина искусственного забоя - 387,8 м; интервалы перфорации: 376-371; 374-369; 361353; 355-351; 342-339; 321-316,5 (29,5 м). Скважинное оборудование: воронка - 293 м, НКТ диаметром 73 мм-293 м (31 труба). До
закачки был выполнен замер приемистости скважины, она составила 100 м3/сут при давлении 4 МПа. После применения комбинированной технологии приемистость скважины возросла до 540 м3/сут при давлении 1,5 МПа.
Также комбинированная технология обработки была применена в скв. 8031 (подсолевой комплекс). Глубина забоя - 4392 м. Конструкция скважины: кондуктор 339,7 ммх1225,42 м; техническая колонна 244,5 ммх37б8,01 м; эксплуатационная колонна 168,3 ммх3200,10 м (0-3200 м); 139,7 ммх3200,10 м (32004296,21 м). Интервал перфорации - 4296-4392 м (открытый ствол). В скважину спущены НКТ диаметром 88,9 мм (0-2205 м) и 73 мм (2205-4205 м). Дебит нефти после проведения работ увеличился от 70 до 120 т/сут.
Выводы
1. Проведение обработки с применением комбинированной технологии в скв. 3109 месторождения Кенкияк (надсолевой комплекс) композицией на основе соляной кислоты и реагента ПАК позволило увеличить приемистость нагнетательной скважины от 100 до 540 м3/сут.
2. В скв. № 8031 месторождения Кенкияк (подсолевой комплекс) в результате обработки с применением комбинированной технологии удалось увеличить дебит нефти от 70 до 120 т/сут.
3. Комбинированная технология обработки скважин на основе композиции (HCl / реагент ПАК в соотношении 1:1) рекомендуется к дальнейшему применению в нагнетательных и добывающих скважинах для увеличения соответственно приемистости и дебита.
Новая книга
В издательстве «Нефтяное хозяйство» вышла новая книга, посвященная 100-летию В.Н. Щелкачева
Щелкачев В.Н. Дорога к истине. - М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2007. -304 с.
Книга посвящена столетию крупного российского ученого в области разработки нефтяных месторождений, прекрасного педагога, профессора Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина Владимира Николаевича Щелкачева, известного своими трудами по подземной гидродинамике, анализу и обобщению мирового опыта разработки нефтяных месторождений.
Предлагаемая книга содержит очерк о жизни и деятельности В.Н. Щелкачева, его личные воспоминания, письма, а также воспоминания о Владимире Николаевиче его учеников, коллег и друзей. Издание богато иллюстрировано фотографиями из семейных архивов В.Н. Щелкачева и его учеников.
В воспоминаниях ученого содержится интересный рассказ о детстве и юности; даны портреты профессоров-математиков Московского государственного университета - Д.Ф. Егорова, Н.Н. Лузина, Н.Н. Бухгольца, Л.С. Лейбензона и других; описаны первые шаги советской высшей школы, жизнь и быт москвичей, религиозная жизнь Москвы в 1920-х годах; показаны картины жизни и быта политических заключенных и ссыльных рубежа 1920-х - 1930-х годов и многое другое.
По вопросам приобретения книги обращаться в издательство «Нефтяное хозяйство».
Конт. телефон: (495) 730-07-17 (Евдошенко Юрий); e-mail: editor3@oil-industry.ru
uua пыгкмп
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 0V2008 95
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.