Опыт проведения кислотных ГРП и большеобъемных кислотных обработок на карбонатных коллекторах месторождений ОАО «НК Ро снефть»

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

B.M. Ляпунова, ОАО «НК «Роснефть-НТЦ»

Рецензент - B.B. Горбунов, ОАО «НК «Роснефть-НТЦ»

Опыт проведения кислотных грп и большеобъемных кислотных обработок на карбонатных коллекторах месторождений оао «нк роснефть»

Месторождения ОАО «НК Роснефть» имеют значительный территориальный разброс и, как следствие этого, резко отличающиеся геолого-тектонические свойства коллекторов и характеристики нефти. Это затрудняет унификацию технологии проведения кислотных обработок и ГРП и требует индивидуального подхода к выбору технологии и кислотных систем для каждого региона.

Основными определяющими факторами для подбора технологии и типа (либо типов) жидкостей для кислотных обработок являются:

1) свойства коллектора:

• минеральный состав;

• наличие трещиноватости (вторичной пористости);

• пластовая температура коллектора;

• мощность продуктивного пласта;

• наличие близлежащих газо- и/или водонасыщенных горизонтов;

• глубина залегания продуктивного пласта;

• наличие тектонических стрессов;

2) свойства нефти:

• вязкость;

• содержание асфальтенов и парафинов. При поддержке группы «система новых технологий» были подобраны оптимальные технологии проведения работ и типы кислотных систем для проведения работ на месторождениях ОАО «Ставро-польнефтегаз»; месторождениях ОАО «Удмуртнефть»; месторождениях ОАО «Северная нефть».

КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «СТАВРОПОЛЬ-НЕФТЕГАЗ»

В последние годы считалось малоперспективным.

Приросты дебитов нефти после обработок были нулевыми либо отрицательными. После проведенного анализа особенностей месторождений данного региона были выявлены следующие факторы, способные негативно повлиять на качество проведения кислотных обработок.

1. Условия аномально высоких пластовых температур (130-150 0С):

• высокая скорость реакции кислоты и, следовательно, обработка лишь небольшого участка дренажного радиуса;

• повышенная коррозионная активность кислотных составов и, как следствие этого, дополнительный привнос трехвалентного железа ^е3+) в пласт.

2. Повышенное содержание асфальтенов в составе нефти.

Известно, что катионы трехвалентного железа (Fe3+) с асфальтенами образуют устойчивые комплексы, называемые сладж («sludge») - твердый нерастворимый осадок.

На основе выявленных особенностей месторождений ОАО «Ставропольнеф-тегаз» к применению были рекомендованы кислотные составы, обладающие следующими свойствами:

• низкими (по сравнению с обычной кислотой)коррозионными свойствами;

• замедленной скоростью реакции кислотного состава с породой;

Рис. 1. Дебит нефти до и после обработки

на правах рекламы

корсетной подогреватель нефти СПН нагревает нефть в трубопроводах перед узлами учета, позволяет увеличить производительность перекачки нефти в те хн оло г и ч еск их тр убо п р а в од а х.

Скоростной подогреватель нефти СПН создан на базе индукционных электронагревателей - самого современного электронагревательного оборудования. Индукционные нагреватели надежны, неприхотливы, обладают высокой пожарной и электрической безопасностью, оснащаются системой автоматического управления. Завод производит также оборудование для эффективного автономного отопления и горячего водоснабжения жилых и производственных помещений, зданий и сооружений. Надежность и уверенность - вот девиз индукционных нагревателей и Завода Сибирского Технологического Машиностроения.

З.зООсі Сибирского ТОїивкіМичсрйгС Машиностроение

630 МН г. Новосибирск, у л Сухарная. 35 а Тел./факс: +1 (3831 204-77-32,204-77 33,204-77-34 Е-ІНЯІ1; 5ІЬ|6ЙПО@ШП1ЛІ WlMTMJStm.ru

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

Рис. 2. Дебит жидкости до и после обработки

• кислотные составы, содержащие деэмульгаторы.

Также для минимизации привноса трехвалентного железа ^е3+) в пласт применена технология предварительной промывки НКТ, используемого для проведения обработки.

Результат применения комплексного технологического подхода для планирования и проведения обработки приведены на рисунках 1 и 2.

Особенности, ограничивающие эффективность проведения ГРП в нефтенасыщенных карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Удмуртнефть»:

• наличие зон высокой трещиноватости (вторичной пористости);

• относительно низкие пластовые температуры (28-30 0С);

Таблица 1

• наличие в непосредственной близости от нефтенасыщенных пластов водоносных горизонтов;

• высоковязкие нефти с повышенным содержанием парафинов, асфальтенов и смол. Скважины-кандидаты по технологии проведения работ были разделены на 3 группы:

1 группа - для проведения кислотных ГРП;

2 группа - для проведения БСКО (из-за вероятности прорыва в водоносный горизонт);

3 группа - для проведения БСКО (из-за высокой трещиноватости коллектора и невозможности формирования единой трещины, вследствие больших утечек жидкости).

Для скважин группы 2 во время проведения работы проводился жесткий контроль давления на забое.

Для скважин группы 1 и 3 рабочее давление было ограничено только характеристиками используемого оборудования.

На основе проведенного анализа свойств коллектора оптимальной технологией для матричной обработки была определена технология MAPDIR (MAximum Pressure Differential and Injection R ates -Максимальный Градиент Давления и Скорость Закачки):

• эффективная технология для обработки всего открытого интервала (увеличение АР до максимума);

• максимальное давление закачки ниже давления гидроразрыва.

Проведен анализ поведения кривой забойного давления, оценена эффективность работы отклонителя и качество проведения работ по технологии MAPDIR на основе изменения профилей притока до и после кислотной стимуляции. Результаты анализа представлены в таблице 1.

При анализе характеристик нефти и предварительного тестирования образов нефти и кислоты на совместимость были выявлены склонности систем к образованию:

• водо-нефтяных эмульсий, вязкость которых (по проведенным лабораторным исследованиям) может достигать 7000 сП;

• нерастворимого твердого осадка. Для кислотных систем, планируемых для использования на карбонатных

№ п/п Месторождение № скв. Поведение кривой давления во время работы (по забойному датчику). Эффективность работы отклонителя по анализу изменения профиля притока до и после кислотной стимуляции.

1 Чутырское 1839 Рост в течение 18 мин с 8 до 25 МПа, падение в течение 4 мин с 25 до 22 МПа, далее стабильное на уровне 22 до конца работы средняя

2 Есенейское 4160 Небольшой раст на 1.5 МПа высокая

3 Л-Зуринское 1217 Интенсивный рост в течение первых 12 минут работы с 10 МПа до 25 МПа, далее равномерный плавный рост до 27 МПа до конца работы. высокая

4 Л-Зуринское 1226 В процессе работы равномерный рост на 12 МПа высокая

5 Михайловское 642 В процессе работы равномерный рост на 18 МПа высокая

6 Михайловское 645 Рост на начальном этапе (5 мин) на 6 МПа и падение на 1 МПа, далее стабильно 230 МПа средняя

7 Южно- Киенгопское 71 Небольшое падение на начальном этапе работы с 27 до 25 МПа (за 10 мин), далее стабильно низкая

8 Мишкинское 360 В процессе работы равномерный рост с 22 до 27 МПа высокая

9 Мишкинское 2443 В процессе работы стабильное, примерно 25 МПа низкая

10 Мишкинское 2365 В процессе работы стабильное, примерно 25 МПа высокая

на правах рекламы

коллекторах ОАО «Удмуртнефть», необходимы:

• обязательное наличие в составе систем ПАВ, понижающих межфазное натяжение;

• ингибиторы железа;

• использование синтетической кислоты (НС1);

• антисладжевые добавки и секвестры железа (при необходимости);

• детальный подход к каждому месторождению и каждому объекту разработки (проведение предварительных лабораторных тестов для оптимального выбора кислотной системы).

В РЕЗУЛЬТАТЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ:

• средний прирост на скважину составил 240%, что в несколько раз выше, чем при проведении «обычных» кислотных обработок силами КРС;

• при имеющихся рисках прорыва в водоносыщенные интервалы обводне-нение не наблюдается ни на одной из скважин.

Основные особенности объектов разработки месторождений ОАО «Северная нефть»:

• большие мощности нефтенасыщенных пластов - в среднем 40 метров;

• невысокие пластовые температуры (40 0С);

• минеральный состав коллекторов -доломиты.

Большая мощность интервалов затрудняет проведение качественной обработки нефтенасыщенных горизонтов, так как всегда имеет место неоднородность коллектора по составу пород; по развитию трещиноватых зон; по загрязнению интервалов.

Для решения данной проблемы в ОАО «Северная нефть» предложены следующие технологические подходы, некоторые из них уже испытаны и дали хорошие результаты:

• использование отклоняющих жидкостей;

• проведение «closed fracture oxidizing»

- проведение кислотной обработки трещины;

• проведение кислотных ГРП;

• проведение поинтервальной обработки с помощью двупакерных систем (планируется к испытанию). Рекомендованы и применены кислотные системы (с отклонителями на нефтяной

основе), содержащие синтетическую соляную кислоту; ПАВ; ингибиторы коррозии.

В результате проведенных работ получены приросты дебитов нефти в среднем 240% от начального (до обработки).

ВЫВОДЫ

Для проведения эффективных кислотных обработок и/или кислотных ГРП необходимо детально проводить анализ геологических особенностей месторождений и состава нефти.

Хорошо проведенный анализ позволяет правильно подобрать технологию проведения работы; состав кислотной системы.

Это является залогом успешности работы и получения приростов дебита нефти в несколько раз выше, чем при использовании «обычного» метода

- закачки чистой соляной кислоты (12-15% концентрации).

Это подтверждают результаты проведенных испытаний (в рамках проектов «Системы новых технологий») в ОАО «Ставропольнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Северная нефть».

307170, России, Курская обл., г. Железногорск, ул. Мира. 67 105066, г. Москва, ул. Н.Красносельская, д.40/12, к. 6 (495) 647-00-37, 627-78-85, 221-09*11