ПРИМЕР 1 ДИПЛОМНАЯ РАБОТА. Анализ результатов проведения интенсификации притока флюида к скважи нам на примере Астраханского газоконденсатного месторождения
 Скачать 2.47 Mb.
|
|
2.3. Виды химических реагентов, применяемых для кислотных обработок Рецептуру кислотного состава выбирают в зависимости от типа и состава пласта-коллектора, пластовых температуры и давления, предшествующих об- работок ПЗП, состава пластовых флюидов и др. Для увеличения эффективности обработки в кислотный состав вводят поверхностно-активные вещества (ПАВ), ингибиторы коррозии, вещества, замедляющие скорость реакции с породами, понижающие трение и т.д. Применяются кислотные составы, содержащие неорганические и органи- ческие кислоты, органические растворители, спирты с включением одного или пакета ПАВ. Добавление ПАВ в эти составы обеспечивает увеличение прони- кающей способности кислоты и более полное удаление из пласта продуктов ре- акции. В отечественной практике довольно широко используются неионоген- ные и катионоактивные ПАВ, гидрофобизирующие порово-трещинное про- странство коллектора. Возможность регулирования процесса обработки, осо- бенно в случаях, когда зона сниженной проницаемости простирается на значи- тельное расстояние от стенки скважины в пласт, по существу, ограничена лишь скоростью и давлением закачки. Изменяя скорость и давление закачки, можно до некоторой степени обеспечить либо более равномерное проникновение реа- 42 гента по пласту, либо вызвать образование коротких трещин и каналов повы- шенной проницаемости. Соляная кислота 8÷15%-ной концентрации применяется для оказания химического воздействия на ПЗП чаще всего. Она является основной составной частью большинства кислотных растворов, применяемых для обработки сква- жин. Кислота содержит ингибиторы, предотвращающие или снижающие ее коррозийное воздействие на металл. В таком виде ее обычно применяют для обработки ПЗП, когда продуктивные пласты сложены известняками или доло- митами. Скорости нагнетания могут достигать 0,15÷0,8 м 3 /мин и выше. Наибольший эффект дает обработка, когда растворимость породы в кислоте со- ставляет свыше 75%, однако иногда она считается эффективной и при раство- римости породы 20÷30%. Малые объемы кислоты обеспечивают очистку сте- нок скважины от глинистых частиц и других посторонних материалов в извест- няках, доломитах и содержащих известняк песчаниках, благодаря растворяю- щему ее воздействию на карбонатную породу. При этом во избежание образо- вания трещин скорости нагнетания должны быть невелики. Отделенный от сте- нок скважины закупоривающий материал должен быть извлечен из скважины. При обработках нагнетательных скважин твердые частицы также должны быть извлечены обратной промывкой, газлифтом или с помощью насоса. Для удер- жания твердых частиц во взвешенном состоянии в ряде случаев применяют специальные добавки. Химически замедленная (загущённая) кислота представляет собой соля- ную кислоту, которая реагирует с известняком значительно медленнее благода- ря эмульгированию кислоты с нефтью или с керосином, служащими внешней фазой, загущению кислоты растительными клеями или путем добавки агентов, которые химически замедляют реакцию или механически препятствуют реак- ции без заметного увеличения вязкости. Эмульсия кислоты в керосине представляет собой практичный и эффек- тивно действующий рабочий агент. Когда же кислота загущается, то иногда до- стигается значительное замедление скорости реакции. Однако этот агент явля- 43 ется промежуточным по своей эффективности между гидрофобными кислот- ными эмульсиями (например, кислота в керосине) и обычной кислотой. Пер- спективно применение добавок к кислоте, снижающих ее фильтрацию. Хотя такие добавки и не уменьшают скорость реакции при испытаниях на нейтрали- зацию кислоты по обычной методике, теоретически они закупоривают стенки трещины в процессе кислотной обработки. Этот эффект закупоривания приво- дит к уменьшению чрезмерно быстрого реагирования кислоты с породой. Эмульсии кислоты в керосине могут быть стабильными при повышенных пластовых температурах. Благодаря этому их можно применять в обработках при закачке больших объемов кислоты в скважины, температура на забое кото- рых достигает 150°С. При необходимости следует проводить лабораторные ис- следования с целью проверки стабильности эмульсии при высоких температу- рах. Такие испытания надо проводить при повышенных давлении и температу- ре и при заранее выбранном соотношении объема кислоты к поверхности тре- щин или поверхности породы. При нагнетании гелеобразной кислоты и обычной кислоты, обработанной некоторыми добавками, снижающими фильтрацию, наблюдаются малые потери на трение. В связи с этим указанные кислоты целесообразно применять при об- работке обычно медленно реагирующих с кислотой пластов доломита. При об- работке доломитов замедленная реакция такой кислоты с породой существенно не влияет на результаты обработки. Стабилизированная соляная кислота содержит добавки, предотвращаю- щие выпадение растворимых солей железа при нейтрализации кислоты. В каче- стве стабилизирующих добавок могут применяться уксусная, лимонная, молоч- ная кислоты или одна из солей этих кислот. В соляной кислоте растворимое железо находится в форме хлоридов. Когда кислота реагирует с породой и рН, приблизительно равным 4, хло- риды железа гидролизуются и выпадают в осадок в виде гидроокиси. При нали- чии стабилизирующих агентов железо остается в растворимом состоянии до 44 значения рН, равного 7, или значительно выше значений рН кислоты, реагиру- ющей с известняком. Стабилизированную кислоту следует применять при обработке скважин во избежание загрязнения пласта или снижения эффективности обработки. Зна- чительное снижение проницаемости иногда происходит из-за выпадения рас- творенных ранее солей железа, особенно в процессе обработок скважин с це- лью нарушения гладкости стенок трещин. Некоторые скважины имеют на стен- ках труб отложения окиси железа или сульфидов железа, а иногда отложения железа встречаются на стенках пласта. Кислота будет растворять часть из этих компонентов и переносить их в пласт или в образовавшиеся в процессе обра- ботки трещины. Там соли железа могут выпасть в виде осадка, если пласт сло- жен известковистым песчаником или известняком. Однако окись железа и сульфиды железа весьма незначительно растворяются в кислоте. Поэтому воз- можность заметного загрязнения пласта в этом случае подлежит дополнитель- ному изучению. Многие зарубежные компании также используют для обработки скважин применяется уксусную кислоту. Её поставляют для применения в виде 10%- ного водного раствора, а иногда и в более концентрированном виде. Иногда ук- сусную кислоту, как «сухую» или «ледяную» (т. е. 100%-ную), можно приме- нять в смеси с нефтью. Уксусная кислота имеет, по сравнению с обычной соля- ной кислотой, два основных преимущества, учитывая которые применение ук- сусной кислоты рекомендуется в двух следующих случаях. Во-первых, эту кислоту рекомендуется применять при высоких темпера- турах (более 90° С), когда она легче ингибируется, чем соляная кислота, с це- лью предотвращения коррозии оборудования из стали и алюминия. Уксусная кислота дает лучшие результаты, чем соляная, при обработках, которые требу- ют продолжительного контакта кислоты с трубами (например, в качестве жид- кости, заполняющей скважины в процессе перфорации). Во-вторых, уксусная кислота реагирует значительно медленнее с поро- дой, чем соляная кислота. В этом смысле по своим естественным свойствам она 45 является «замедленно действующей кислотой». С повышением температуры скорость реакции при использовании уксусной кислоты возрастает не так резко, как в соляной кислоте. Следовательно, эту кислоту можно использовать как за- медленно действующую кислоту, особенно если пластовые температуры выше +90° С. Уксусную кислоту благодаря ее свойствам можно применять для специ- альных целей. Однако она не может заменить соляную кислоту как жидкость, применяемую для обработки скважин с самыми различными целями, и значи- тельно дороже последней. Промывочная кислота состоит из обычной соляной кислоты концентра- ции от 5 до 15%, являющейся основным компонентом, с добавкой ПАВ в коли- честве от 0,5 до 3%. Она не растворяет глинистые материалы, но воздействие на них приводит к усадке глины и твердой глинистой корки на стенках скважины. Промывочные кислоты можно использовать с максимальной эффективностью в тех случаях, когда необходимо диспергирующее действие применяемого рас- твора, для получения более тонкодисперсных частиц глинистого раствора, гли- нистого материала и твердых частиц самого пласта (например, для извлечения жидкого глинистого раствора из ствола скважины). Промывочные кислоты, со- держащие сравнительно высокие концентрации ПАВ (до 3%), более эффектив- ны, чем кислоты с минимальным количеством ПАВ. Фтористоводородную кислоту применяют, как правило, в смеси с соля- ной кислотой и называют при этом грязевой или глинокислотой. Содержание фтористоводородной кислоты в применяемых для обработок скважин ее смесях с соляной колеблется от 1,5 до 3% и в некоторых случаях даже до 5%. Обычно указанное количество кислоты вводят в 10÷15%-ный раствор соляной кислоты и в результате концентрации НС1 в растворе несколько снижается. За рубежом глинокислоту выпускают с добавками смачивающих и деэмульгирующих реа- гентов, а также с добавками, предотвращающими разбухание силикатов. Здесь необходимо отметить, что при использовании грязевой кислоты добавка ПАВ, улучшающих условия смачивания, желательна во всех случаях. 46 Солянофтористую кислоту применяют главным образом для очистки за- боя от остатков глинистого раствора и глины в процессе заканчивания скважи- ны или после подземного ремонта, причем HF в этом случае – наиболее актив- ная составляющая, растворяющая твердые частицы. Количество растворенной глины прямо пропорционально содержанию HF в кислоте. 1 м 3 кислоты, со- держащей 2% HF, может растворить 36 кг глины. Скорость реакции между фтористой кислотой и глиной низкая. При пластовой температуре +26,7°С для осуществления реакции требуется 2 часа. В пластах с высокой температурой скорость реакции сокращается до 30 минут. Следовательно, при кислотных об- работках с применением солянофтористой кислоты необходимо обеспечить со- ответствующее время контакта фтористоводородной кислоты с породой. Кис- лоту следует выдерживать некоторое время на забое, чтобы она успела впи- таться в породу, или же закачивать с весьма малой скоростью. Периоды закачки и выжидания можно чередовать. Солянофтористую кислоту желательно применять для обработки: пла- стов, проницаемость которых уменьшалась за счет разбухания глин в результа- те контактирования последней с пресной водой (фильтратом) промывочной жидкости или с вторгшейся в пласт пресной или слабоминерализованной во- дой. Если разбухшая глина, содержащаяся в пласте, хорошо контактирует с кислотой, то загрязнение может быть полностью ликвидировано за счет раство- ряющего действия кислоты. Другие кислоты и поверхностно-активные веще- ства, применяемые в промышленности для этой цели, значительно менее эф- фективны, чем эта кислота. Иногда снижение проницаемости пласта вызвано капиллярно удерживае- мой водой и разбуханием глин. Чтобы обеспечить двойное действие, в процессе обработки скважины можно последовательно нагнетать несколько жидкостей: специальное поверхностно-активное вещество в нефти перед закачкой и после неё. Большое значение имеет обработка этой кислотой нагнетательных сква- жин, ПЗП которых загрязняется глинистыми частицами, содержащимися в 47 нагнетаемой воде. Очень многие воды, нагнетаемые в пласты, содержат во взвешенном состоянии тонкодисперсную глину. Полностью извлечь эти части- цы из воды на установках перед нагнетанием не всегда возможно. Очистка за- боя скважины от этих частиц осложняется тем, что они могут покрыться нефтяной пленкой. При очистке таких пластов благоприятным может оказаться применение солянофтористой кислоты с добавками, улучшающими смачивание породы. В пластах, сложенных песчаниками, смесь соляной и фтористоводород- ной кислот применяют для удаления глинистой корки со стенок скважины, а также для очистки забоя, перфорационных отверстий и фильтров от остатков глинистого раствора. При этом обычно закачивают малые объемы кислоты (от 0,95 до 3,785 м 3 ). Причем желательно, чтобы некоторое время кислота остава- лась на забое и, таким образом, впитывалась в породу. Однако на практике ча- сто скорости нагнетания достигают 0,15 м 3 /мин. и больше, и кислота полностью вытесняется из скважины в пласт под давлением. Многие из этих обработок улучшают продуктивность или приемистость и поэтому продолжают осуществ- ляться при такой же скорости нагнетания. А это приводит к тому, что большая часть нагнетаемой в пласт кислоты по образующимся трещинам уходит в пласт и не очищает перфорационных отверстий. Нецелесообразно применять фтористоводородную (плавиковую) кислоту для обработки песчаников при высоких темпах нагнетания, поскольку скорость реакции с кварцем и силикатами очень низка и при этих условиях не будет про- исходить разъедания трещин, а кислота отфильтруется в пласт. В известняках или известковистых песчаниках применять эту кислоту с целью очистки забоя, как правило, противопоказано. Большие затраты на нее при обработке извест- няков не оправдываются. Фтористоводородная кислота при контактировании с породой немедлен- но вступает в реакцию с карбонатом кальция. В результате реакции образуется фторид кальция, а содержание HF в смеси кислот очень быстро убывает и через сравнительно короткое время частицы глины или остатки глинистого раствора 48 перестают растворяться. Несмотря на то, что при реакции фтористой кислоты с известняком образуется фторид кальция в виде твердой фазы, по-видимому, нет никакой опасности загрязнения пласта в известняках. Закупорка пор за счет выпадения фторида кальция не может сравниться с увеличением проницаемо- сти вследствие растворяющего действия кислоты. Однако в скважинах с откры- тым забоем, который покрыт плотной глинистой коркой, препятствующей кон- такту соляной кислоты с известняком, применение глинокислоты может ока- заться весьма эффективным. При использовании плавиковой кислоты для обработок пластов, сложен- ных доломитами, имеется опасность резкого снижения проницаемости. Это яв- ление, наблюдаемое при обработке скважин на промыслах, было изучено в ла- бораторных опытах, при исследовании динамики и продуктов реакции между HF, доломитом и пластовой водой. Если пластовая вода (или фильтрат бурово- го раствора в новой скважине) содержит значительно меньше 0,1% растворен- ного кальция, нагнетание солянофтористой кислоты не вызывает или вызывает незначительное снижение проницаемости. Если же содержание кальция в пла- стовой воде достигает или превышает 0,01%, проницаемость пласта резко сни- жается, особенно на расстоянии 2,5÷5 см от стенки скважины. Так как практи- чески все доломиты имеют пластовую воду, содержащую, по крайней мере, 0,1% кальция, то применять кислоты с добавкой HF в этих пластах не рекомен- дуется. Кроме того, в пластах, сложенных доломитами, применять HF нецеле- сообразно, поскольку она очень быстро тратится, реагируя с породой. 2.4. Технологии кислотной обработки MaxCO 3 Acid System и VDA Технология MaxCO 3 Acid System разработана для обеспечения наиболее эффективного отклонения кислоты и максимизации эффекта кислотных обра- боток в карбонатных коллекторах при высоких пластовых температурах (79÷121 ºС). Для целевых пластов, согласно [21], характерны: высокий контраст проницаемости; наличие естественной трещиноватости. 49 Технология MaxCO 3 Acid System также предназначена для ограничения или временной блокировки: поглощения кислоты естественными трещинами; движения кислоты по наиболее проницаемым каналам. Согласно [14], она может использоваться при кислотных обработках при- забойной зоны пласта (ОПЗ) или кислотных ГРП в скважинах с открытым ство- лом или в скважинах с перфорированным интервалом [20]. Система отклонения состоит из разлагаемых волокон и вязкой бесполи- мерной кислоты Viscoelastic Diverting Acid (VDA). Авторы [21] утверждают, что сочетание самоотклоняющейся кислоты и волокон улучшает процесс от- клонения за счёт объединения двух техник отклонения: механической и техни- ки, основанной на вязкости системы MaxCO 3 Acid System. В статье [14] отмечают, что эффект обработки достигается путём кольма- тацией зоны поглощения синтетическими волокнами и одновременной блоки- ровкой высокопроницаемых каналов гелем высокой вязкости – конечным про- дуктом реакции кислоты VDA и карбонатов. В процессе обработки волокна ко- агулируют, блокируя поступление кислоты в перфорационные каналы и тре- щины. Одновременно с этим, кислота VDA, реагируя с карбонатами, увеличи- вает вязкость и блокирует высокопроницаемые каналы. Как указано в [21], после обработки, система распадается при помощи различных механизмов: при контакте с пластовыми углеводородами; при контакте с жидкостью для предварительной промывки скважин, ли- бо продавочной жидкостью, которые своему составу являются растворителями для системы MaxCO 3 Acid System. По мнению авторов [21], волокнам, которые распадаются под воздействи- ем температуры в течение некоторого времени, для полного разложения, необ- ходимо присутствие небольшого количества воды. По мере того, как волокна гидролизуются и распадаются, из них выделяется небольшое количество кисло- ты, которое продолжает оказывать воздействие на пласт. Затем растворимые 50 вещества выводятся на дневную поверхность без остановки скважины, на кото- рой была произведена обработка. Авторы [22] утверждают, что синтетические волокна и кислота VDA яв- ляются бесполимерными материалами и после распада не вызывают остаточно- го загрязнения пласта. 2.4.1. Характеристики технологий MaxCO 3 Acid System и VDA Одним из принципиальных отличий системы MaxCO 3 Acid System от её предшественника – системы VDA, является способность компонентов первой системы – специальных волокон, образовывать при обработке специальную корку на стенках каналов, по которым движется кислота. Образовавшаяся корка препятствует поглощению жидкости пластом. На рисунке 6 представлены результаты сравнительных тестов на способ- ность систем VDA и MaxCO 3 Acid System проявлять этот эффект. Рисунок 6 - Результаты лабораторных исследований систем MaxCO 3 Acid System и VDA [21] В ходе эксперимента обе жидкости были продавлены через 2-мм отвер- стие, имитирующее естественную трещину. Графическая зависимость подтвер- ждает, что после непродолжительного времени система MaxCO 3 Acid System смогла образовать устойчивую корку на стенках канала. При тестировании си- 51 стемы VDA подобный эффект получен не был, и жидкость поглощалась пла- стом с постоянной скоростью. 2.4.2. Опыт применения системы MaxCO 3 Acid System на месторождении Южный Гавар, Саудовская Аравия В статье [20] рассмотрено газовое месторождение Южный Гавар в Сау- довской Аравии. Для этого месторождения характерен гетерогенный карбонат- ный пласт-коллектор. Пласт сложен доломитом и известняком с прослойками непроницаемого ангидрида. Значение продуктивной толщины пласта изменяет- ся в диапазоне 30÷60 метров, а состав газа, давление и температуры месторож- дения Южный Гавар существенно различаются по его площади и глубинам. Для месторождения характерен высокий контраст проницаемости и пористости по толщине. Кроме того, согласно [19], в составе газа свиты Хуф присутствуют кислые компоненты H 2 S и CO 2 (4,1% и 3,7% соответственно). К моменту написания статьи [20] было проведено 25 испытаний системы MaxCO 3 Acid System ® при различных видах обработки, а именно: многостадийные кислотные ГРП на открытом забое (8 обработок на 3-х скважинах); одностадийные кислотные ГРП на вертикальных и наклонных скважи- нах с цементированным и перфорированным башмаком. Для описания результатов обработки были выбраны две скважины: скважина X; скважина Y. Рассмотрим скважину X. Глубина скважины составляет 5185 м, забой от- крытый. Ствол оборудован двумя пакерами, которые делят его на три участка. На глубине в 3460 м было установлено контрольно-измерительное устройство, чтобы регистрировать забойное давление при ГРП. При обработке скважины X применялось технология многостадийного ГРП. В данном случае, процесс ин- тенсификации подразумевал 3 стадии. План закачки реагентов для скважины X представлен таблице 6. 52 Таблица 6 - План закачки реагентов на скважине X на месторождении Южный Гавар [22] Название стадии Темп закачки (м 3 /мин) Название раствора Объём за- качки (м 3 ) Концентрация кисло- ты (%) «Подушка» ГРП 4,0 Сшитый гель 19,0 0 Кислота 1 4,0 Кислотная эмульсия 22,7 28 «Подушка» ГРП 4,8 Сшитый гель 9,5 0 Отклонитель 1 4,8 Система отклонения 7,6 15 «Подушка» ГРП 4,8 Сшитый гель 19,0 0 Кислота 2 4,8 Кислотная эмульсия 22,7 28 «Подушка» ГРП 4,8 Сшитый гель 9,5 0 Отклонитель 2 4,8 Система отклонения 7,6 15 «Подушка» ГРП 5,6 Сшитый гель 20,8 0 Кислота 3 5,6 Кислотная эмульсия 26,5 28 «Подушка» ГРП 6,4 Сшитый гель 9,5 0 Отклонитель 3 6,4 Система отклонения 9,5 15 «Подушка» ГРП 6,4 Сшитый гель 22,7 0 Кислота 3 6,4 Кислотная эмульсия 34,0 28 Промывочная пачка 1 6,4 Продавоч- ная жид- кость 38,0 0 Отклонитель 4 1,6 Система отклонения 9,5 15 Кислота 4 1,6 HCl-28 CFA 34,0 28 Промывочная пачка 2 1,6 Продавоч- ная жид- кость 38,0 0 Промывка 1,6 Вода 40,2 0 Результаты, представленные на рисунке 7, показывают, что забойное дав- ление, создаваемое системой MaxCO 3 Acid System, превышало давление разры- ва в течение всего процесса обработки. Такого эффекта невозможно было до- 53 биться до применения этой системы. Это характеризует данную операцию по проведению ГРП как очень эффективную. Рисунок 7 - Зависимость забойного давления и скорости закачки от времени на скважине X на месторождении Южный Гавар [22] Согласно [22], КО дебит газа был равен 230 тыс. м 3 /сут при устьевом дав- лении 14,2 МПа. После КО дебит составил 650 тыс. м 3 /сутки, т.е. почти в 3 раза выше, чем до КО, при устьевом давлении 15,4 МПа. Данные изменения пред- ставлены на рисунке 8. Рисунок 8 - Сравнение значений дебита скважины X и устьевого давления на ней до и после КО на месторождении Южный Гавар Теперь рассмотрим скважину Y. Согласно мнению авторов [22], данные, полученные в результате исследований этой скважины, дают достаточно пол- 13,5 14,0 14,5 15,0 15,5 0 100 200 300 400 500 600 700 До КО После КО МПа тыс. м 3 /сут Дебит скважины X Давление на устье 54 ную информацию о свойствах коллектора и осредненную информацию по про- ведению ГРП на всех обрабатываемых скважинах месторождения. Скважина Y обладает вертикальным наклонным профилем, отклонение от вертикали составляет 65 градусов. Ствол перфорирован в 3-х интервалах. Перед началом обработки на данной скважине была поставлена задача провести мак- симально эффективную обработку на всех трёх перфорированных участках. План закачки реагентов для скважины Y представлен таблице 7. Таблица 7 - План закачки реагентов на скважине Y на месторождении Южный Гавар [20] Название стадии Скорость закачки (м 3 /мин) Название рас- твора Объём закачки (м 3 ) Концентрация кислоты (%) «Подушка» ГРП 3,2 Сшитый гель 34,0 0 Кислота 3,2 Кислотная эмульсия 34,0 28 «Подушка» ГРП 4,8 Сшитый гель 13,6 0 Отклонитель №1 4,8 Система откло- нения 13,6 15 «Подушка» ГРП 4,8 Сшитый гель 34,0 0 Кислота 4,8 Кислотная эмульсия 34,0 28 «Подушка» ГРП 5,6 Сшитый гель 13,6 0 Отклонитель №2 5,6 Система откло- нения 13,6 15 «Подушка» ГРП 6,4 Сшитый гель 34,0 0 Кислота 6,4 Кислотная эмульсия 34,0 28 «Подушка» ГРП 6,4 Сшитый гель 13,6 0 Отклонитель №3 6,4 Система откло- нения 13,6 15 «Подушка» ГРП 6,4 Сшитый гель 38,0 0 Кислота 6,4 Кислотная эмульсия 34,0 28 Промывочная пач- ка 1 6,4 Продавочная жидкость 26,5 0 Отклонитель 4 1,6 Система откло- нения 13,6 15 Кислота 4 1,6 HCl 26,5 28 Промывочная пач- ка 2 1,6 Продавочная жидкость 19,0 0 Промывка 1,6 Вода 50,9 0 55 Как видно из рисунка 9, забойное давление, создаваемое с помощью си- стемы MaxCO 3 Acid System, как и в случае со скважиной X, всегда превышает давление разрыва, что характеризует высокую эффективность ГРП. Кроме того, при проведении интенсификации на скважине Y зарегистрировано рекордное для данного типа коллектора увеличение забойного давления на 31,1 МПа при отличном мониторинге процесса поглощения жидкости пластом. Рисунок 9 - Зависимость забойного давления и скорости закачки от времени при проведении ГРП на скважине Y месторождения Южный Гавар [20] Авторы [20] отмечают, что очистка скважины при применении MaxCO 3 Acid System ® происходит за 3 дня вместо 4-5 дней при применении других тех- нологий, что обеспечивает 40%-ную экономию времени на остановку скважи- ны. Гарантированная 22%-ная очистка забоя происходит уже через 24 часа по- сле окончания обработки. Кроме того, устранение необходимости использова- ния механических средств отклонения позволило сократить продолжительность работ по заканчиванию и интенсификации на 6 суток, что привело к сокраще- нию расходов на сумму от 480000 до 600000 долл. США. В результате системой MaxCO 3 Acid System стали широко применять для проведения мероприятий по интенсификации притока на месторождениях компании Saudi Aramco. 56 2.4.3. Опыт применения системы MaxCO 3 Acid System на месторождении Тенгиз, Казахстан Авторы статьи [22] рассказывают о месторождении Тенгиз на западе Ка- захстана. Это газонефтяное месторождение-супергигант. Оператором место- рождения является подразделение американской компании Chevron – «Tengiz- Chevroil». Для этого месторождения характерен трещиноватый карбонатный пласт- коллектор со значениями пористости и проницаемости, лежащими в интервале 3÷20% и 1÷10 мД соответственно. Пластовое давление на месторождении равно 51,7 МПа, пластовая температура – 104÷116 ºC. Толщина продуктивной части пласта составляет около 800 м, глубины залегания кровли продуктивного пла- ста находятся в диапазоне от 3800 м до 5500 м. Для пластового газа характерно довольно высокое содержание кислого компонента H 2 S (порядка 14%) На рисунке 10 представлена схема разделения Тенгизского месторожде- ния на участки. По данным [22], всего на месторождении выделяется 3 участка: Блок 1 (Платформа) (включает зоны IBN, IBS) Блок 2 (Верхние участки склонов) (включает зоны OBH, OBHs и OBHw) Блок 3 (Крыло залежи) (включает зону OBL) Рисунок 10 - Схема разделения Тенгизского месторождения на участки [22] 57 Как видно из рисунка 10, площадь месторождения разбита на блоки. Для блока 1 характерна хорошая трещиноватость. Блоки 2 и 3 обладают более пло- хими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЭС) по сравнению с блоком 1, однако для них характерно большее значение забойного давления. Стоит отме- тить, что между всеми блоками существует хорошая гидродинамическая связь. Наличие кислого газа H 2 S в составе пластовой смеси, по мнению авторов [22], ещё раз подчеркивает необходимость применения системы MaxCO 3 Acid System, поскольку отсутствие в реагенте железосодержащих соединений гаран- тирует отсутствие образования отложений сульфида железа (II) FeS на забое. При 70 работающих скважинах суммарный дебит на месторождении со- ставляет порядка 84 тыс. м 3 /сут. Применение системы MaxCO 3 Acid System на месторождении Тенгиз свя- зано с запуском программы Acid Stimulation в 2011 после 5-тилетнего пробела в практике проведения мероприятий по интенсификации. Согласно данным [22], проведение программы планировалось в период с 2011 по 2013 год. В програм- му входит не только кислотная обработка, но и дополнительная «углубка» скважин, их прострел. На момент написания статьи программа интенсификации показала посте- пенное улучшение во всех 19 скважинах. Историю проведения мероприятий по интенсификации притока на место- рождении Тенгиз до проведения программы Acid Stimulation можно условно разделить на 4 этапа: 1. Матричная обработка «в лоб» 4 (1987-1994); 2. Программа проведения кислотных ГРП (1995-2000); 3. Проведение мероприятий по матричной обработке с применением колтюбинговой техники (КТ) на блоках 2 и 3 (1994-2004); 4. Матричная обработка блока 1 с использованием системы VDA (2000- 2006) 4 Закачка «в лоб» (bullheading)— это метод закачки жидкостей в скважину с поверхности без непосредственного контроля поступления жидкости в тот или иной интервал. 58 В таблице 8, приведенной в статье [22], представлены основные характе- ристики мероприятий по интенсификации на Тенгизском месторождений. Таблица 8 - Характеристики мероприятий по интенсификации на Тенгизском месторожде- ний [22] Года Число скважин Метод за- качки Способ откло- нения Тип кислоты Объём закачки, м 3 1987- 1994 23 «В лоб» - 15% HCl 76,5 1995- 2000 14 Кислотный ГРП Бензойные кислотный проппант; рас- творимый про- ппант Загущенная 15% HCl; сши- тый гель 297,5 1999- 2004 (Блоки 2/3) 12 КТ - 15% HCl 100,7 2000- 2006 (Блок 1) 17 КТ - 15% HCl 67,0 7 КТ/«В лоб» (2003-2006) Система VDA ® 15% HCl 59,6 2011- 2012 19 КТ/«В лоб» Система MaxCO 3 Acid System ® 15% HCl 111,3 Перед началом проведения программы Acid Stimulation, согласно [22], перед инженерами была поставлена следующая задача: создать такие условия добычи сырья, при которых будет осуществлена максимально возможная за- грузка мощностей имеющегося оборудования наземного комплекса. Помимо проведения мероприятий по интенсификации притока также подразумевалось бурение новых скважин. Особенностью применения системы MaxCO 3 Acid System на Тенгизском месторождении стало наличие коррозионно-активных компонентов в составе пластовой смеси. Скважины на месторождении оборудованы двумя типами труб: Трубы из обычной стали марки C-90; Трубы из коррозионно-устойчивого сплава CRA (Corrosion Resistant Alloy ) 59 Согласно замыслу проектировщиков, в перспективе планируется обору- довать все скважины трубами типа CRA. Соответственно, при обработке скважин с C-90 применяют технологию КТ, в то время как при обработке скважин c CRA можно проводить закачку ре- агентов «в лоб». В таблице9 представлена схема обработки ствола скважины перед применением КТ на Тенгизском месторождении. При обработке скважин с использованием КТ проводят предварительную очистку ствола от остатков сероводородных жидкостей на забое. Для этого ис- пользуется добываемая там же марка нефти СТС (стабилизированная тенгиз- ская сырая) (STC (Stabilized Tengiz Crude)). Затем проводят последующую очистку ствола скважины с применением техники выдерживания многофунк- ционального растворители в стволе. Такой растворитель позволяет удалить раз- личные органические отложения в стволе, находящиеся в виде эмульсий, за счёт уменьшения поверхностного натяжения на границе раздела фаз и разру- шения этих эмульсий. Состав содержит 90% ксилена и 10% взаимного раство- рителя. Назначение ксилена в этом растворе – растворять парафинистые отло- жения, а также быть безводным носителем для второго компонента раствора. Второй компонент системы является гидрофильным, его назначение – погло- щать воду из ПЗП, а также разжижать пластовый флюид или буровой раствор, Таблица 9 - Схема обработки ствола скважины перед применением КТ на Тенгизском ме- сторождении [22] Реагент Объём закачки, м 3 Скорость закачки, м 3 /мин Комментарии 15% HCl 19,9 0,16 Растворитель (90% ксилена, 10% взаимно- го растворителя) 7,9 Выдерживание раство- рителя 40 минут «Замачивание» рас- творителем 15% HCl 19,9 СТС 15,9 Промывка/Удаление 60 если обработка происходит после капитального ремонта скважины (КРС). По- добное сочетание растворителей создает благоприятные условия в пласте для реакции 15% HCl с породой и создания проницаемых каналов в пропластках. Схема обработки скважины с применением системы MaxCO 3 Acid System на Тенгизском месторождении представлена в таблице 10. Таблица 10 - Схема обработки скважины с применением системы MaxCO 3 Acid System на Тенгизском месторождении [22] Этап Вещество Скорость закачки, м 3 /мин Объём закачки, м 3 1 15% HCl 0,4 19,9 Система VDA ® 4,0 Cистема MaxCO 3 Acid System 12,7 Система VDA ® 8,0 2 15% HCl 19,9 Система VDA ® 4,0 Cистема MaxCO 3 Acid System 12,7 Система VDA ® 8,0 3 15% HCl 19,9 Система VDA ® 4,0 Cистема MaxCO 3 Acid System 14,3 Система VDA ® 11,9 15% HCl 19,9 Промывка СТС - 31,8 Удаление СТС 0,7 79,5 Сам процесс обработки скважин на месторождении с применением си- стемы MaxCO 3 Acid System, согласно [22], проводится в 2÷5 этапов. Сначала начинают закачку раствора 15% HCl для воздействия на наибо- лее проницаемые зоны. 61 Во время следующего этапа в скважину закачивают система VDA. На этом этапе она работает как буфер, а цель ее закачки – не отклонение HCl, а предотвращение контакта кислоты с волокнами. Для создания системы отклонения на следующем этапе друг за другом закачивают волокна и систему VDA. Сплетающиеся между собой волокна бло- кируют поступление кислоты в наиболее проницаемые пропластки. Присут- ствие системы VDA позволяет добиться более эффективного отклонения кис- лоты. На заключительном этапе HCl, отклонённая с помощью волокон и си- стемы VDA, поступает в менее проницаемые пропластки. Эту схему повторяют несколько раз для создания более качественной зо- ны обработки и достижения большего эффекта в коллекторах с естественной трещиноватостью, которым и является пласт Тенгизского месторождения. На рисунке 11 представлено сравнение значений среднего дебита сква- жин Тенгизского месторождения до и после кислотной обработки. До КО сред- ний дебит нефти был равен 448,34 м 3 /сут. После КО дебит составил 1122,45 м 3 /сут, т.е. в 2,5 раза больше, чем до КО. Рисунок 11 - Сравнение значений среднего дебита скважин Тенгизского место- рождения до и после КО 0 200 400 600 800 1 000 1 200 До КО После КО тыс. м 3 /сут Дебит скважины 62 2.5. Выводы Существующие технологии обработки ПЗП позволяют достигать увели- чения газоотдачи практически на любом типе коллектора. Для карбонатного трещиноватого коллектора АГКМ, который рассматри- вается в этой работе, основным компонентом практически всех технологиче- ских жидкостей для обработки ПЗП является раствор соляной кислоты 8÷15%- ной концентрации. На композицию состава, применяемого для обработки карбонатных кол- лекторов, влияет целый ряд факторов, среди которых можно выделить: Скорость и объём закачки реагента в пласт; Степень гидрофобизации коллектора; Наличие некарбонатных включений; Содержание кислых компонентов в составе пластового флюида и т.д. Сегодня кислотные составы разрабатываются таким образом, чтобы мак- симально снизить степень поглощения реагента пластом. Кроме того, введение вязких систем в состав кислотной композиции позволяет кислоте в большей степени воздействовать на низкопроницаемые пропластки, минуя высокопро- ницаемые интервалы (так называемая система самоотклонения кислоты). Одним из наиболее удачных примеров такого состава является разрабо- танная компанией Schlumberger технология MaxCO 3 Acid System, объединяю- щая в себе две техники самоотклонения кислоты: механическую (за счёт разла- гаемых волокон в составе системы) и вязкую (за счёт вязкой системы VDA в составе системы). Эта технология эффективно показала себя на месторождени- ях Казахстана и Саудовской Аравии. Эффективность её применения для кол- лектора АГКМ будет проанализирована далее. |