ПРИМЕР 1 ДИПЛОМНАЯ РАБОТА. Анализ результатов проведения интенсификации притока флюида к скважи нам на примере Астраханского газоконденсатного месторождения
 Скачать 2.47 Mb.
|
|
3.2.1.3. Обработка кислотной эмульсией на скважина АГКМ Одним из наиболее результативных видов интенсификации притока и широко применяемых видов обработок на АГКМ является обработка пласта гидрофобной кислотной эмульсией. Основное преимущество данного вида ра- бот заключается в существенном замедлении скорости реакции кислоты с кар- бонатной породой, селективность и глубокое проникновение активной жидко- сти в пласт, гидрофобизация коллектора, что снижает риск обводнения сква- жин. Промысловые работы с использованием кислотных эмульсий проведены на целом ряде эксплуатационных скважин. Применение кислотных эмульсий совместно с блокирующим составом на углеводородной основе позволяет не только замедлить реакцию кислоты с кар- бонатным коллектором, но и временно изолировать более проницаемые про- пластки с целью создания проводящих каналов в массиве карбонатной породы, не подвергавшемся воздействию кислоты в процессе предыдущих обработок. 80 Результаты применения кислотных гидрофобных эмульсий представлены в таблице 18, из которой следует, что среднее значение кратности эффекта по данной технологии составила 1,86. Таблица 18 - Результаты использования кислотных эмульсий для интенсификации притока газа на АГКМ [12] № скважины Порядковый № об- работки Объём эмульсии, м 3 Кратность эффекта 8 2 227 1,80 27 4 50 1,25 53 6 260 2,70 83 4 204 1,10 93 3 104 2,00 112 1 101 3,70 115 2 192 1,50 209 2 70 1,60 216 3 50 1,10 222 4 139 1,91 263 1 20 3,80 424 2 100 1,60 431 2 12 1,78 451 2 64 2,80 604 2 64,0 1,30 616 4 176,0 1,20 918 1 48,0 2,00 Среднее значение кратности эффекта 1,72 3.2.1.4. Технология «Растворение ПЗП» на АГКМ Эффективной является разработанная специалистами Цехом научно- исследовательских и производственных работ (ЦНИПР) ГПУ ООО «Газпром добыча Астрахань» технология «Растворение ПЗП». Из литературных источников известно, что при каждой последующей кислотной обработке необходимо увеличивать объем активной жидкости в 81 1,5÷2 раза по сравнению с ранее использованным объёмом соляной кислоты. Целью данной технологии являлось не увеличение радиуса воздействия (пере- крытие в 1,5÷2 раза ранее закачанных объемов), а растворение ПЗП с целью устранения негативного эффекта смыкания трещин. Технология предусматри- вала закачку 50 м 3 кислотного раствора. Всего по технологии «Растворение ПЗП» было проведено 62 обработки. Результаты применения технологии «Растворение ПЗП» на АГКМ представле- ны в таблице 19. Таблица 19 - Результаты применения технологии «Растворение ПЗП» на АГКМ [12] № скважи- ны Порядковый № обработки Кратность эф- фекта Продолжительность эффекта, месяцев 63 2 1,25 15 201 2 1,1 8 73 3 1,2 6 107 4 1,5 12 604 4 2,5 14 85Д 4 1,17 9 621 2 1,06 12 609 2 1,9 17 615 2 1,17 9 67 1 1,4 10 113 5 1,35 16 437 2 1,1 10 81 3 1,5 20 98 3 1,7 24 96 3 1,3 16 420 2 1,5 14 Таким образом, в течение первых 10 лет эксплуатации месторождения использовались различные технологии интенсификации. На подавляющем ко- личестве эксплуатационных скважин АГКМ было проведено по 3-4, а на неко- торых и большее количество кислотных обработок. На данных скважинах, в ре- 82 зультате закачки значительных количеств кислоты, предпочтительно фильтру- ющейся в пласт по наиболее проницаемым каналам, возможно образование промытых зон. Этим фактом можно объяснить снижение кратности эффекта от проведения последующих кислотных обработок. 3.2.2. Новые технологии обработки на АГКМ С целью повышения эффективности мероприятий по воздействию на пласт, были разработаны и внедрены новые технологии, опробованы и адапти- рованы к условиям АГКМ новые реагенты. 3.2.2.1. Применение модифицированных кислотных композиций на АГКМ Общепринято, что в карбонатных коллекторах с проницаемостью менее 10 мД для интенсификации притока наиболее эффективными являются гидро- или гидрокислотный разрыв. Несмотря на эффективность методов, основанных на значительном перепаде давления, необходимого для обеспечения высокой объёмной скорости закачки, их применение не всегда возможно по причине технического состояния скважинного и насосного оборудования. Широкий ассортимент специализированных реагентов, разработанных в последнее время, позволяют поставить кислотную обработку по эффективности на один уровень с высокотехнологичными методами повышения производи- тельности скважин, в том числе и с ГРП. Одним из путей повышения эффективности обработки продуктивного карбонатного коллектора является обеспечение глубокого и селективного про- никновения кислоты именно в продуктивную часть разреза. Этого можно до- стичь вводом в кислотный раствор реагентов, снижающих поверхностное натяжение на границе «вода-углеводород» и замедляющих скорость химиче- ской реакции активной жидкости с породой. Немаловажно облегчение удале- ния продуктов реакции из каналов фильтрации при отработке скважины. Сотрудниками ИТЦ ООО «Астраханский научно-исследовательский и проектный институтом газа» (АНИПИгаз) совместно со специалистами ГПУ и ЗАО «Полиэкс» на протяжении ряда лет проводились лабораторные и стендо- 83 вые исследования по адаптации к условиям АГКМ модифицированных кислот- ных составов серии КСПЭО. Причиной высокой эффективности модифицированной кислотной компо- зиции является высокая селективность и проникающая способность КСПЭО в углеводородонасыщенную часть пласта, обусловленная использованием ком- плексных ПАВ. Комплексная добавка снижает межфазное натяжение на грани- це кислота – углеводород и замедляет скорость взаимодействия состава с кар- бонатной породой. Содержащийся в добавке комплексообразователь обеспечи- вает полное удаление продуктов реакции из каналов фильтрации. Преимуще- ство их применения было доказано в ходе опытно-промышленных испытаний на промысле АГКМ. Результаты проведенных работ приведены в таблице 20. Таблица 20 - Эффективность мероприятий по интенсификации с применением КСПЭО на АГКМ № скважины Порядковый № обработки Скорость закачки (max), м 3 /мин Объём кисло- ты, м 3 Кратность эффекта 85 6 2,0 191 2,00 56д 3 2,4 162 2,00 83 8 2,3 237 1,25 101 3 1,6 50 не исследовалась 250 3 1,8 50 не исследовалась 437 3 2,5 207 1,40 614 2 2,0 100 1,20 74 6 1,5 80 1,00 2090 1 1,1 50 1,60 924 3 1,5 100 1,50 919 3 1,5 100 1,30 406 4 2,0 90 1,00 112 3 1,7 105 не исследовалась 451 6 2,0 105 1,00 75 6 2,0 100 1,45 Среднее значение кратности эффекта 1,40 84 По скважинам, на которых в тот же период были проведены кислотные обработки с использованием «стандартной» HCl, средняя кратность эффекта составила 1,2. 3.2.2.2. Использование синтетической соляной кислоты Согласно уравнениям химических реакций взаимодействия карбоната кальция и 1 тонны соляной кислоты с содержанием 20 мас.% хлористого водорода (2) и 0,5 мас. % фтористого водорода растворится 300 кг породы и получится 9,75 кг нерастворимого осадка фторида кальция: 𝐶𝑎𝐶𝑂 3 + 2𝐻𝐹 = 𝐶𝑎𝐹 2 + 𝐶𝑂 2 + 𝐻 2 𝑂. (4) При условии, что в среднем на одну солянокислотную обработку исполь- зуется около 100 тонн кислоты, количество образовавшегося нерастворимого осадка будет достигать 975 кг, при плотности фторида кальция 3180 кг/м 3 , объ- ём осадка составит более 0,3 м 3 . С учётом низких фильтрационно-емкостных свойств (среднее значение пористости 8,7÷9,9%, проницаемости (0,1÷5) * 10 -15 м 2 ) продуктивного коллектора АГКМ, такой объём нерастворимого осадка бу- дет существенно снижать результативность обработки. После проведения переговоров было принято решение о налаживании производства кислоты соляной ингибированной для нефтяной и газовой про- мышленности на мощностях ООО «Зиракс» (Волгоградская обл.) по техниче- ским условиям ЗАО «Полиэкс» (г. Пермь) ТУ 2122-066-53501222-2007 и с ис- пользованием ингибитора коррозии Солинг, также производства ЗАО «Поли- экс». С 2009 г. в основе всех кислотных композиций для увеличения произво- дительности скважин АГКМ используется кислота соляная синтетическая (производства ООО «Зиракс»), которая является целевым продуктом производ- ства, следовательно лишена посторонних примесей. 85 3.2.2.3. Комплексная очистка на АГКМ (применение комплексного кис- лотного состава Флаксокор) В последнее время на скважинах АГКМ достаточно остро обозначилась проблема накопления шлама на забое скважин. Зачастую шламовые пробки настолько значительны, что имеют высоту более 1000 м с выходом в НКТ. Происходит образование пробок из твердых частиц и в прямоточном дросселе ФА. Данный факт негативно влияет на работу скважин, вплоть до их остановки. По результатам исследований состава отложений, отобранных из эксплу- атационных скважин, было установлено следующее: органическая часть, как правило, представлена углеводородами (смоли- стые вещества) и может составлять от 54 до 62%; минеральная составляющая представлена в основном продуктами кор- розии (оксиды, сульфиды железа – от 14 до 33%) и частицами породы (до 13%). Содержание бентонита и барита, которые не только не растворяются кис- лотой, способствуют цементированию шлама. Продукты коррозии металла, по- крытые плёнкой высококипящих фракций ингибитора коррозии, также способ- ствующей укрупнению, уплотнению и пассивации поверхности отложений. В условиях АГКМ, характеризующихся карбонатным типом коллектора, использование для растворения шлама сильных кислот, таких как серная H 2 SO 4 и фтористоводородная HF, недопустимо по причине образования нераствори- мых осадков сульфата и фторида кальция. Для скважин, где выявлены такого рода проблемы, была разработана и внедрена технология очистки НКТ и забоя скважин с помощью малообъёмных кислотных составов с повышенной вязкостью. Для удаления шлама, приводя- щего к засорению дросселя ФА, совместно со специалистами ЗАО «Полиэкс» был разработан, исследован и адаптирован новый реагент Флаксокор 110 по ТУ 2122-074-53501222-2009. Состав представляет собой 20% раствор синтетиче- ской соляной кислоты с добавкой ингибитора коррозии и деструктора глин и полимерных материалов. Преимущество Флаксокора 110 состоит в том, что он 86 растворяет карбонатную составляющую шлама, а также разрушает и дисперги- рует крупные конгломераты, нерастворимые в соляной кислоте, что обеспечит их вынос на дневную поверхность в процессе отдувки. При этом полностью ис- ключается вторичное образование нерастворимых осадков. На рисунке 17 представлено сравнение кинетики реакции породы АГКМ с различными кислотными композициями. На рисунке 18 представлены образ- цы породы АГКМ после воздействия на них различных кислотных композиций. В 2011 году состав был впервые использован при освоении скважин по- сле строительства и ремонта, а также на скважинах с накоплением шлама, в том числе с использованием ГНКТ. Технология очистки лифтовой колонны и призабойной зоны скважины предусматривает предварительную закачку загущенной инертной жидкости для эффективного выноса механических примесей, закачку растворителя асфаль- тосмолистых отложений для разрушения защитной пленки, покрывающей по- верхность частиц шлама, с последующей обработкой раствором ПАВ- смачивателя (неионогенного или анионного типа) в соляной кислоте. Для более полной очистки от загрязнений проводится отработка скважины при повышен- ной депрессии. Технологическая операция по очистке внутренней поверхности НКТ и за- боя скважины от отложений проводится на основании результатов шаблониро- вания НКТ и при повышенном выносе механических примесей. Технология очистки лифтовой колонны и призабойной зоны скважины предусматривает предварительную закачку загущенной инертной жидкости для эффективного выноса механических примесей, закачку растворителя асфаль- тосмолистых отложений для разрушения защитной плёнки, покрывающей по- верхность частиц шлама, с последующей обработкой раствором ПАВ- смачивателя (неионогенного или анионного типа) в соляной кислоте. Для более полной очистки от загрязнений проводится отработка скважины при повышен- ной депрессии. Технология обеспечивает: растворение осадков карбонатного типа, соединений железа и смоли- 87 стых отложений; диспергирование нерастворимых в соляной кислоте осадков; удаление из скважины механических примесей потоком пластовой сме- си и загущенной инертной жидкости. Рисунок 17 - Сравнение кинетики реакции породы АГКМ с различными кис- лотными композициями Рисунок 18 - Образцы породы-коллектора АГКМ после воздействия различных разглинизирующих кислотных композиций Кинетика взаимодействия карбоната кальция с кислотными составами при 25 о С 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Время реакции, мин М ас са выделивше гос я C O 2 , г HCl (Zirax) КСПЭО-2Б Флаксокор-210, №23-11 Флаксокор-210, №24-11 КСПЭО-2Б HCl (Zirax) Флаксокор 24-11 Флаксокор 23-11 88 3.2.2.4. Обработки с предварительной блокировкой ВПИ В условиях постоянного роста обводнения продукции добывающих скважин АГКМ целесообразно совмещение работ по стимуляции притока угле- водородного сырья с одновременным ограничением поступления пластовой во- ды. На скважинах с незначительными водопроявлениями по технологии, разра- ботанной ООО «АНИПИгаз», были проведены кислотные обработки, совме- щенные с блокировкой водопроявляющих интервалов реагентом Дисин. Сущ- ность кислотной обработки с временной блокировкой наиболее дренированного интервала заключается в следующем: при попадании блокирующего материала в наиболее проницаемые пропластки происходит перераспределение потока кислотного состава в наименее дренированную часть коллектора, кроме того, при контакте с пластовой водой происходит увеличение содержания водной фа- зы в эмульсии, что приводит к резкому увеличению вязкости системы и блоки- рованию водопроявляющих (высокопроницаемых) интервалов. Результаты проведения СКО на АГКМ с использованием Дисина пред- ставлены в таблице 21. Использование Дисина при проведении СКО на сква- жинах 103, 104, 110, 253, 604 позволило достичь положительного и длительно- Таблица 21 - Результаты проведения СКО на АГКМ с использованием Дисина [12] № скважины Порядковый № обработки Кратность эффекта 89 4 2,20 104 9 3,20 116 4 Нет эффекта 908 8 Нет эффекта 73 5 1,33 547 7 1,10 58 9 1,55 401 6 1,30 Среднее значение кратности эффекта 1,58 89 го эффекта. На скважине 104 обработка с блокировкой Дисином позволила не только значительно увеличить дебит по газу, но и в 1,5 раза снизить ВГФ. В настоящее время выпуск Дисина прекращён, были разработаны и реко- мендованы новые варианты СКО с блокировкой высокопроницаемых и обвод- нённых интервалов. В 2007 году СКО с блокировкой проведены на 3-х эксплуатационных скважинах с повышенным значением ВГФ. Так, на скважине 116 был использо- ван вариант, где в качестве блокирующего материала вводилось отработанное масло или так называемый углеводородный компаунд (УВК). В результате применения технологии с использованием УВК на скважине 116 было получено увеличение дебита в 1,98 раза, при этом обработка является уже 5-й на этой скважине. Хороший результат показала технология предварительной блокировки водопроявляющих (высокопроницаемых) интервалов раствором эмульгатора ВНПП-ЭМ в дизельном топливе (раствор РЭ-1). На скважине 104 в результате предварительной блокировки гидрофобной эмульсией на основе РЭ-1 с последующей закачкой кислотного раствора был получен высокий технологический эффект – скважинным расходомером было зафиксировано увеличение дебита в 3,6 раза. КО с блокировкой ВПИ дала положительный результат и на скважине 89 – кратность эффекта составила 1,98. При этом зафиксировано снижение водо- газового фактора (ВГФ) в 2 раза. Кроме того, в последние годы на эксплуатационных скважинах АГКМ применяются КО с элементами водоизоляции по технологии и на основе реа- гентов ООО «Кварц», г.Азнакаево и реагента АСС-1, г.Уфа. Работы проводятся в 2 этапа. 90 Таблица 22 - Результаты работ с применением МДК 6 «Кварц» на АГКМ в 2007-2010 гг. № п/п Дата работ № сква- жины Дебит, тыс.м 3 /сут, до/после ВГФ см 3 /м 3 до/после Наименование/авторы технологии, краткое описание 1 2007 253 165/120 105/30 Изоляция водопритока в процессе КРС по технологии МДК «Кварц» «Техноло- гия изоляции водонасыщенных пластов и заколонных перетоков при эксплуата- ции скважин с применением модифици- рованного дисперсного кремнезёма МДК «Кварц», ООО «Кварц», г. Азна- каево. Кольматация водопоявляющих интервалов мелкодисперсными части- цами кремнезёма, водонабухающего полимера, блокировка цементным мо- стом 2 2009 79 200/90 40/23 3 2009 116 270/20 105/46 4 2010 115 195/330 39/32 5 2010 215 250/180 230/170 6 2008 216 225/255 22/22 Технология интенсификации с элемен- тами водоизоляции с применением мо- дифицированного дисперсного кремне- зема МДК «Кварц», ООО «Кварц», г.Азнакаево. Кольматация водопрояв- ляющих интервалов мелкодисперсными частицами кремнезёма и гелеобразую- щего реагента с последующей обработ- кой ПЗП кислотным раствором 7 2008 98 200/220 18/39 8 2009 253 84/130 21/18 9 2009 118 270/291 40/30 3.2.2.5. Работы с применением КТ 3.2.2.5.1. Технология VDA Начиная с 2007 г.на скважинах АГКМ проводятся работы с применением КТ. Целью их являлись размыв и удаление грязевых пробок в нижней части ствола скважин с оценкой результатов проведенных работ методом ГИС. После проведения работ по очистке на данных скважинах с помощью ГНКТ соляно-кислотные обработки в том числе с использованием отклоняю- щих кислотных составов. 6 Модифицированный дисперсный кремнезем 91 Учитывая результаты проведенных работ, с 2009 г. операции с использо- ванием ГНКТ ведутся в 2 этапа. На первом этапе осуществляется очистка НКТ и забоя. На втором этапе проводятся поинтервальные КО по технологии VDA. Результаты работ по очистке НКТ и забоя в 2008-2011 гг. приведены в таблице 23. В таблице 24 приведены результаты расчётов коэффициентов фильтрацион- ного сопротивления 𝑎 и 𝑏 до и после КО. Таблица 23 - Результаты работ с использованием ГНКТ (VDA) на АГКМ № п/п № скважи- ны Начало-окончание ремонта Изменение добычи по скважинам, тыс.м 3 г.с./сут до после изменение кратность эффекта 1 708 21.12.2007-29.12.2007 260 318 58 1,22 2 204 17.01.2008-25.01.2008 200 230 30 1,15 3 3 ГФ 02.02.2008-13.02.2008 370 359 минус 11 0,97 4 923 05.05.2008-09.05.2008 300 365 65 1,22 5 840 17.05.2008-24.05.2008 202 250 48 1,24 6 413 30.05.2008-02.06.2008 330 275 минус 55 0,83 7 4429 13.06.2009-17.06.2009 570 594 24 1,04 8 401 12.07.2008-25.07.2008 260 320 60 1,23 9 824 25.08.2008-30.08.2008 310 530 220 1,71 10 610 15.09.2008-21.09.2008 375 390 15 1,04 11 117 21.09.2008-29.09.2008 140 180 40 1,29 12 907 09.10.2008- 03.10.2008 280 482 202 1,72 13 918 16.10.2008-26.10.2008 310 470 160 1,52 14 102 04.11.2008-08.11.2008 280 340 60 1,21 15 250 17.11.2008-22.11.2008 197 330 133 1,68 16 437 02.12.2008-10.12.2008 525 590 65 1,12 17 94 01.04.2009-08.04.2009 66 89 23 1,35 18 829 13.04.2009-19.04.2009 355 545 190 1,54 19 2091 25.04.2009-30.04.2009 385 410 25 1,06 20 709 20.05.2009-29.05.2009 195 495 300 2,54 21 723 08.06.2009-20.06.2009 305 540 235 1,77 92 Продолжение таблицы 23 - Результаты работ с использованием ГНКТ (VDA) № п/п № скважины Начало – окончание ремон- та Изменение добычи по скважинам, тыс.м 3 г.с./сут до после изменение кратность эффекта 22 605 27.06.2009-02.07.2009 550 570 20 1,04 23 430 10.08.2009-20.08.2009 330 350 20 1,06 24 99 21.08.2009-29.08.2009 95 140 45 1,47 25 608 05.09.2009-10.09.2009 310 400 90 1,29 26 547 11.09.2009-17.09.2009 200 240 40 1,20 27 56Д 29.09.2009-05.10.2009 190 265 75 1,39 28 402 27.10.2009-30.10.2009 435 595 160 1,37 29 2090 23.11.2009-28.11.2009 290 450 160 1,55 30 4429 10.12.2009-17.12.2009 517 578 61 1,12 31 823 08.03.2010-13.03.2010 470 470 0 1,00 32 722 25.03.2010-31.03.2010 100 295 195 2,95 33 6833 08.04.2010-15.04.2010 169 194 25 1,14 34 720 15.04.2010-22.04.2010 310 340 30 1,09 35 834 30.04.2010-07.05..2010 285 550 265 1,92 36 2100 16.05.2010-26.05.2010 180 360 180 2,00 37 841 14.06.2010-17.06.2010 60 180 120 3,00 38 115 06.08.2010-15.08.2010 195 330 135 1,69 39 215 16.08.2010-24.08.2010 195 148 минус 47 0,75 40 615 14.09.2010-22.09.2010 302 400 98 1,32 41 726 19.10.2010-24.10.2010 210 520 310 2,40 42 621 31.10.2010-07.11.2010 462 592 130 1,28 43 724 04.05.2011-16.05.2011 120 300 180 2,50 Среднее значение 1,46 93 Рисунок 19 - Зависимость ΔP 2 -Q для скважины А АГКМ(технология VDA) Рисунок 20 - Зависимость (ΔP 2 -C)/Q-Q для скважины А АГКМ (технология VDA) -1000,00 -500,00 0,00 500,00 1000,00 1500,00 2000,00 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 ΔP 2 , МПа 2 Q, тыс. м 3 /сут До обработки После обработки Много после обработки 0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 (ΔP 2 -C)/Q, МПа 2 /(тыс.м 3 / сут) Q, тыс. м 3 /сут До обработки После обработки Много после обработки 94 Рисунок 21 - Зависимость ΔP 2 -Q для скважины Б АГКМ (технология VDA) Рисунок 22 - Зависимость (ΔP 2 -C)/Q-Q для скважины Б АГКМ (технология VDA) 0,00 500,00 1000,00 1500,00 2000,00 2500,00 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 800,0 ΔP 2 , МПа 2 Q, тыс. м 3 /сут До обработки После обработки Много после обработки 0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 0,0 200,0 400,0 600,0 800,0 (ΔP 2 -C)/Q, МПа 2 /(тыс.м 3 / сут) Q, тыс. м 3 /сут До обработки Много после обработки После обработки 95 Рисунок 23 - Зависимость ΔP 2 -Q для скважины В АГКМ (технология VDA) Рисунок 24 - Зависимость (ΔP 2 -C)/Q-Q для скважины В АГКМ (технология VDA) 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 (ΔP 2 -C)/Q, МПа 2 /(тыс.м 3 /сут) Q, тыс. м 3 /сут До обработки После обработки Много после обработки -1500,0 -1000,0 -500,0 0,0 500,0 1000,0 0,0 200,0 400,0 600,0 800,0 ΔP 2 , МПа 2 Q, тыс. м 3 /сут До обработки После обработки Много после обработки 96 Рисунок 25 - Зависимость ΔP 2 -Q для скважины Г АГКМ (технология VDA) Рисунок 26 - Зависимость (ΔP 2 -C)/Q-Q для скважины Г АГКМ (технология VDA) -200,0 0,0 200,0 400,0 600,0 800,0 1000,0 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 800,0 ΔP 2 , МПа 2 Q, тыс. м 3 /сут До обработки После обработки 0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 (ΔP 2 -C)/Q, МПа 2 /(тыс.м 3 / сут) Q, тыс. м 3 /сут До обработки После обработки 97 Обработка результатов исследования скважин на стационарных режимах позволила определить коэффициенты фильтрационного сопротивления a и b для выбранных скважин. Численные значения этих коэффициентов для скважин А, Б, В и Г, обработанных с применением технологии VDA, представлены в таблице 24. Стоит отметить, что коэффициент а характеризует фильтрационные со- противления в удалённой от забоя скважины зоне, в то время как коэффициент b характеризует призабойную зону скважины. Для всех скважин наблюдается снижение коэффицента b после обработки, что характеризует очистку ПЗП. Однако не для всех скважин обработка оказалась эффективна в удалённой зоне. Снижение значения коэффициента a получено только для скважин А и Г. Таблица 24 - Значение коэффициентов фильтрационного сопротивления для скважин А, Б, В и Г (технология VDA) на АГКМ Коэффициент a Коэффициент b Скважина А До обработки 3,3836 0,0026 После обработки 5,4262 0,0028 Много после обработ- ки 1,9779 0,0003 Скважина Б До обработки 0,8657 0,0032 После обработки 1,0256 0,0003 Много после обработ- ки 0,9077 0,0001 Скважина В До обработки 1,5517 0,0007 После обработки 1,0926 0,0003 Много после обработ- ки 1,8914 0,005 Скважина Г До обработки 0,5198 0,0007 После обработки 0,4921 0,0002 98 3.2.2.5.2. Опыт применения технологии MaxCO 3 на АГКМ Используя программное обеспечение компании WellBook, компанией Schlumberger было смоделировано текущее состояние скважины и спрогнози- рован возможный прирост дебита. В результате прогноз продуктивности пока- зал возможность увеличения дебита газа в 3,5 раза. Для получения оптимальной равномерности обработки продуктивной зоны и достижения минимально воз- можного значения скин-фактора расписание обработки было оптимизирована с помощью программного обеспечения WellBook. В результате было принято решение провести многостадийную обработку скважины состоящую из трех основных стадий 15% соляной кислоты объемом 17 м 3 каждая и трех отклоня- ющих стадий MaxCO 3 Acid System ® VDA® по 20 м 3 . Суммарный объем закачки кислотных стадий (стадий кислоты и стадий отклонителя на кислотной основе) составил 120 м 3 с последующим вытеснением жидкости из ствола скважины. Таблица 25 - Схема обработки скважины с применением системы MaxCO 3 Acid System на АГКМ Название реагента Объём закачки, м 3 15% HCl 17 Cистема MaxCO 3 Acid System 20 15% HCl 17 Cистема MaxCO 3 Acid System 20 15% HCl 17 Cистема MaxCO 3 Acid System 20 99 Рисунок 27 - Зависимость ΔP 2 -Q для скважины Е АГКМ (технология MaxCO 3 Acid System) Рисунок 28 - Зависимость (ΔP 2 -C)/Q-Q для скважины Е АГКМ (технология MaxCO 3 Acid System) 0,00 200,00 400,00 600,00 800,00 1000,00 0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0 350,0 ΔP 2 , МПа 2 Q, тыс. м 3 /сут До обработки После обработки 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 0,0 50,0 100,0 150,0 200,0 250,0 300,0 350,0 (ΔP 2 -C)/Q, МПа 2 /(тыс.м 3 / сут) Q, тыс. м 3 /сут До обработки После обработки 100 Обработка результатов исследования скважин на стационарных режимах позволила определить коэффициенты фильтрационного сопротивления a и b для скважин Е, обработанной с помощью системы MaxCO 3 Acid System. Чис- ленные значения этих коэффициентов для скважины Е представлены в таблице 26. Таблица 26 - Значение коэффициентов фильтрационного сопротивления для скважины Е (технология MaxCO 3 Acid System) на АГКМ Коэффициент a Коэффициент b Скважина Е До обработки 1,4124 0,0013 После обработки 0,6357 0,0003 На рисунке 29 представлена зависимость дебита и устьевого давления на скважине Е АГКМ от времени после обработки. Стоит отметить, что и коэффи- циент а, и коэффициент b для скважины E уменьшились после проведения об- работки. Это означает, что произошла очистка ПЗП, а также то, что кислотный состав глубоко проник в пласт и увеличил протяженность имеющихся трещин. Рисунок 29 - Зависимость дебита и устьевого давления на скважине Е АГКМ от времени после обработки Кроме того, одновременное увеличение дебита скважины и устьевого давления на ней является ещё одним положительным эффектом обработки. 0 5 10 15 20 25 0 50 100 150 200 250 300 350 400 До КО Сразу после КО Через 2 месяца после КО Давление на устье, МПа Дебит скважины, тыс. м 3 /сут Дебит скважины Давление на устье 101 По имеющимся данным, на АГКМ была проведена всего одна обработка с помощью системы MaxCO 3 Acid System. Это условие не позволяет объективно судить об эффективности применения этой технологии на АГКМ. 3.3. Химические реагенты, используемые на АГКМ 3.3.1. Кислоты Соляная кислота (HCl) – бесцветный водный раствор хлористого водоро- да с резким запахом, в присутствии железа или хлора слабо окрашена в желто- вато-зеленый цвет. Соляная кислота активна и растворяет с выделением водо- рода все металлы, расположенные в ряду активности до водорода. Для нужд нефтегазовой промышленности заводы изготовители поставляют синтетиче- скую соляную кислоту техническую. Товарную соляную кислоту, поступающую для обработки скважин, сле- дует проверять на концентрацию НC1, содержание Fe и SO 3 . Товарная соляная кислота может поступать на промысел также в ингибированном виде, т.е. с до- бавкой веществ, предотвращающих коррозию металла. Состав кислотный модифицированный КСПЭО-2 (кислота соляная инги- бированная модифицированная) представляет собой водный раствор соляной кислоты и кислотного модификатора, содержащего поверхностно-активные вещества. КСПЭО-2 является концентрированным составом, который перед за- качкой в пласт предварительно разводится пресной водой в соотношении 1:1 либо водометанольной смесью. По своим физико-химическим свойствам КСПЭО-2 должен соответство- вать ТУ 2122-004-12064382-98. Кислотный состав обладает высокой проникающей способностью в поро- вое пространство углеводородонасыщенной части пласта за счет низкого меж- фазного натяжения на границе «состав – углеводород» (s = 0,05÷0,07 мН/м), эффективно предотвращает образование стойких высоковязких кислотных эмульсий, диспергирует асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), спо- собствует обработке коллектора на большую глубину вследствие замедления 102 реакции с породой, предотвращает выпадение продуктов реакции, сочетает в себе свойства гидрофобизатора пористой среды и деэмульгатора эмульсий. Уксусная кислота (СН 3 СООН) - стабилизатор, добавляется для преду- преждения выпадения в пласте и предотвращения закупорки поровых каналов породы осадками хлористых солей железа и алюминия после отработки кисло- ты. Товарная техническая уксусная кислота обычно содержит около 80% СН 3 СООН. 3.3.2. Поверхностно-активные вещества Анионактивные и неионогенные ПАВ. Для улучшения свойств технологических жидкостей (кислотных соста- вов) применяются поверхностно-активные вещества, при этом используется их основное свойство – изменять интенсивность взаимодействия несмешиваю- щихся фаз. Применение ПАВ в процессе интенсификации притока газа способствует сохранению естественных коллекторских характеристик пласта, эффективно замедляют скорость реакции кислоты с карбонатной породой. На АГКМ в качестве неионогенных ПАВ применяется вещество ОП-10. Катионактивные ПАВ (эмульгаторы гидрофобных эмульсий). При проведении эмульсионных СКО на АГКМ применяется эмульгатор ВНПП-ЭМ, отличающийся высокой термостойкостью и стойкостью к кислым компонентам пластового флюида. В таблице 27 приведён перечень основных химических реагентов, приме- няемых на АГКМ. 103 Таблица 27 - Перечень химических реагентов, применяемых при проведении работ по ин- тенсификации притока газа на эксплуатационных скважинах АГКМ № Наименование реагента Назначение Состав 1 Кислота соляная инги- бированная Растворение карбонатных пород - 2 Кислота модифициро- ванная КСПЭО Растворение карбонатных пород HCl с добавкой 3÷5% масс. уксусной кислоты и ПАВ. 3 Уксусная кислота Растворение карбонатных пород, стабилизатор солей железа - 4 Метанол Продавочная жидкость при солянокислотных обработ- ках, ингибитор гидратооб- разования - 5 Карфас Гелеобразующий реагент для работ по водоизоляции Водный раствор хлористо- го алюминия. 6 АСС-1 Осадкообразующий реагент для блокирования водопро- являющих интервалов сульфата натрия, г/дм 3 – 35÷85; оксида кремния (IV), г/дм 3 – 40÷80; оксида натрия, г/дм 3 – 20÷45. 7 РВ-ЗП Осадкообразующий реагент для блокирования водопро- являющих интервалов (ана- лог реагента Карфас) Водный раствор хлористо- го алюминия и карбамида. ALCL 3 — 2,1%, СО(NH 2 ) 2 —7,5 %. 8 ОП-10 ПАВ. Снижение поверх- ностного натяжения соля- ной кислоты Низкомолекулярный не- ионогенный ПАВ. Мо- ноалкилфеноловый эфир полиэтиленгликоля. 9 ПС Полимерный состав для увеличения вязкости техно- логической жидкости для очистки лифтовой колонны скважины Полисахаридный реагент 104 Продолжение таблицы 27 - Перечень химических реагентов, применяемых при проведе- нии работ по интенсификации притока газа на эксплуатационных скважинах АГКМ № Наименование реагента Назначение Состав 10 ВНПП-2 Ингибитор кислотной кор- розии - 11 ПВВ Полимерный состав для блокирования водопрояв- ляющих интервалов Гидролизованное волокно полиаринитрильное — от- носится к ряду акриловых водорастворимых полиме- ров. 12 ВНПП-ЭМ ПАВ – эмульгатор. Приго- товление кислотных эмуль- сий Реагент на основе жирных кислот 13 МДК «Кварц» Гидрофобизатор. Приго- товление суспензий для со- ляно-кислотных обработок. Мелкодисперсный оксид кремния (размер частиц 200 нм) 14 ЗСК Замедлитель реакции соля- ной кислоты Смесь полигликолей, кубо- вых остатков бутиловых спиртов, поверхностно- активных веществ, де- эмульгаторов и ингибито- ров коррозии. 105 3.4. Выводы По результатам анализа данных о проведении обработок ПЗП на скважи- нах АГКМ можно сделать следующие выводы: Наиболее эффективными (кратность дебита скважины после обработки по отношению к первоначальному дебиту достигает значения 3,12) считаются первичные «простые» СКО на новых скважинах АГКМ. КО с применением эмульсий, КО с блокировкой ВПИ, КО с применени- ем вязких систем, КО с применением модифицированных кислотных компози- ций также являются эффективными методами обработки ПЗП на АГКМ. Сред- ними значениями кратность дебита скважин после обработки по отношению к первоначальному дебиту для этих технологий равна 1,72; 1,58; 1,46; 1,40; соот- ветственно. 3-х кратное увеличение дебита на обрабатываемых скважинах АГКМ и улучшению состояния ПЗП на них были достигнуты после проведения кислот- ного ГРП. Однако применение этой технологии осложняется большими глуби- нами эксплуатационных скважин (4100 м) и высокими забойными температу- рами (110 °C). Обработка результатов ГДИ показала изменение значений коэффициен- тов фильтрационного сопротивления a и b по результатам обработки скважин с помощью вязких систем VDA и MaxCO 3 Acid System. Однако не для всех сква- жин обработка оказалась эффективна. Снижение значения коэффициента a, ха- рактеризующего фильтрацию в удалённой зоне, и коэффициента b, характери- зующего фильтрацию флюида в ПЗП, получено только для скважин А и Г в случае обработки системой VDA и для скважины Е при обработке с помощью технологии MaxCO 3 Acid System. Для скважины Б получено снижение только значения коэффициента b. |