Особенности разработки задонско-елецкого Антиповско-Балклейского месторождения

2.4 Анализ применяемых  методов на ПЗП на месторождении

Комплексное химическое воздействие на призабойную зону скважин Антиповско-Балыклейского месторождения.

В ТПП «Котовонефтегаз» проведение комплексных химических обработок осуществляют в соответствии с "Регламентом проведения КХВ", разработанным в 1984 году институтом "ВолгоградНИПИнефть".

Выписка из основных положений по проведению КХВ:

1. Регламент рассматривает технологию проведения комплексного химического воздействия на прифильтровуюоколоскважинную зону продуктивного пласта, представленного карбонатными породами, в целях интенсификации притока нефти и газа.
2. Технология комплексного химического воздействия на прифильтровую зону пласта применяется в условиях высокой пластовой температуры и при наличии в добываемой продукции асфальто-смолистых веществ, которые, откладываясь на поверхности порово- трещинных каналов продуктивного пласта и в насосно-компрессорных трубах, заметно снижают коэффициент продуктивности скважин и нередко приводят к полному прекращению притока нефти.

Предварительная обработка ПЗП соляной кислотой (до удаления АСВ из каналов фильтрации) способствует более глубокому проникновению ее в пласт за счет снижения скорости реакции кислоты с породой, обусловленного экранирующим действием асфальто-смолистых веществ.

3. Главные  особенности КХВ – использование  пассивирующего действия АСВ на скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой и металлом, а также совмещение технологических процессов по соляно- кислотной обработке и удалению асфальто-смолистых веществ из прифильтровой зоны пласта и насосно-компрессорных труб.

4. Технология  КХВ опробирована при обработке продуктивного пласта в пяти глубоких скважинах Антиповско-Балыклейского месторождения. Результаты свидетельствуют о высокой его эффективности.

В качестве химических реагентов при проведении КХВ применяют соляную кислоту и органические растворители (сольвент, толуол).

На Антиповско-Балыклейском месторождении проведено 6 обработок-

№142(20.03.05),№108(06.06.04),№145(12.12.05),№143(15.03.04),№130(18.04.07).

Все скважины имели безводную продукцию. Скважина №108 выведена из периодической эксплуатации со средним дебитом 9,8 т/сут, но так она находится в районе выклинивания и имеет небольшую нефтенасыщенную толщину – менее 1,5 м. Эффект по скважине был недостаточно продолжительным всего три месяца и составил 435 т. Отрицательный эффект был получен по скважине №143. В данной скважине резко увеличилась обвобненность до 28% и скважина прекратила фонтанировать. По остальным скважинам  средний прирост составил порядка 5,6 т/сут и дополнительно добыто 11293т нефти.

Вибровоздействие на призабойную зону скважины.

Одним из средств повышения продуктивности нефтяных скважин является вибровоздействие на забой с помощью специальных нагнетательных машин-вибраторов, создающих колебания давления в скважине различной частоты и амплитуды. Во время работы вибратора возникают большие перепады давления, которые воздействуют на пласт и вызывают разрывы  горных пород с образованием сети микротрещин. Виброударные колебания одновременно воздействуют как на физико-механические свойства коллектора, так и на поверхностные, капиллярные и другие характеристики пластовых жидкостей. Эффект вибровоздействия связан со снижением вязкости жидкости и поверхностного натяжения, с повышением проводимости пластовых систем под влиянием виброударных волн вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны пласта. Для виброобработки рекомендуется выбирать скважины с ухудшенными коллекторскими свойствами ПЗС в процессе вскрытия пласта, а также если пласт сложен низкопроницаемыми породами. В случае литологической неоднородности пласта по площади, виброобработку следует проводить в тех зонах, проницаемость которых ниже средней по пласту. Не рекомендуется проводить виброобработку в скважинах с технологически неисправными колоннами, в скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контура, с низкими значениями пластового давления и сильными поглощениями. Рекомендуется проводить обработку в скважинах с пластовым давлением близким к гидростатическому, достаточным для формирования отраженных волн и резонансных явлений. Давление во время обработки таких скважин обычно не превышает давления опрессовки. В скважинах с высоким пластовым давлением и низкой проницаемостью возникает трудность с выводом работы вибратора на оптимальный режим работы, т.к. давление приемистости сильно возрастает. В таких случаях применяют следующий технический прием: открывая и закрывая затрубную задвижку, находят оптимальное давление, при котором вибратор работает в наилучшем режиме. В качестве рабочей жидкости применяют нефть,HCl, предельный керосин.

После сборки и расположения оборудования производят закачку рабочей жидкости. Вибратор включается при объеме 5- 10л/с. Далее переключая скорости агрегатов доводят расход до оптимального.

В 2005 году на Антиповско-Балыклейском месторождении были обработаны две скважины №122 и №129.

В результате проведенной виброобработкискв.№ 122 был увеличен дебит скважины с 27м3/сут до обработки, до 31м3/сут после, была улучшена фильтрационная характеристика призабойной зоны, в результате чего забойное давление повысилось, коэффициент продуктивности изменился соответственно с 7,3м3/сут*МПа до 11,1м3/сут*МПа, забойное давление соответственно с 37,9МПа до 38,8МПа при пластовом 41,6МПа. Обводненность в начальный период оказалась выше обычной 21% (до обработки 19%), но в последствии значение обводненности изменилось до первоначального.

По скважине №129 был получен слабый эффект, в результате которого скважина увеличила дебит с 8м3/сут до 9м3/сут, и проработала в таком режиме 2 месяца, после чего дебит стал прежним 8м3/сут

Неудачную обработку скважины №129 можно объяснить сильной литологической неоднородностью пласта, где эффект вибровоздействия не принес результата.

Общий эффект двух обработок составил 213 тонн.

Газодинамический разрыв пласта.

Комплексная технология повышения продуктивности скважин воздействием горюче-окислительным составом и малогабаритными пороховыми генераторами.

В ТПП «Котовонефтегаз» газодинамический разрыв пласта проводится бригадой капитального ремонта скважин при участии специалистов АНПФ "Геофизика" из Малаховского отделения.

ГДРП- комплекс работ, проводимых с целью улучшения коллекторских свойств продуктивного пласта и повышения производительности добывающих скважин за счет формирования в пласте одной или нескольких трещин.

Главным источником энергии, обеспечивающим формирование трещин в пласте, является закачиваемый в скважину жидкий горюче-окислительный состав (ГОС), образующий при горении значительное количество высокотемпературных газообразных продуктов горения, создающих давление, достаточное для разрыва пласта. Дополнительным источником энергии, обеспечивающим воспламенение ГОС и начальное трещинообразование в пласте, является малогабаритный пороховой генератор давления, спускаемый на геофизическом кабеле через НКТ.

Основное отличие данной технологии от обработок пласта пороховыми генераторами или торпедами в том, что длительность импульса давления выше, что позволяет создавать более протяженные трещины (до 25м и более).

Рецептура ГОС включает в себя минеральный окислитель – нитрат аммония, водорастворимое горючее и воду, как общий растворитель окислителя и горючего. В качестве горючего предлагается использовать глицерин, этиленгликоль, карбамид, аммофосы и т.д. При правильно подобранном соотношении компонентов ГОС представляет собой безопасный (нечувствительный к удару и трению) маловязкий раствор. ГОС не способен к воспламенению в поверхностных условиях. Воспламенение ГОС происходит только при повышенных давлениях от внешнего источника энергии – порохового генератора.

Рекомендуемая дозировка при приготовлении ГОС:

вода пресная – 30- 35%;

горючее – 10-20%;

нитрат аммония – остальное до 100%.

Приготовление ГОС производится на месте работ. Для предотвращения смешения ГОС с продавочной водой во время закачки, необходимо применять резиновые или поролоновые разделительные пробки.

В результате воздействия пласт подвергается механической, термической и физико-химической обработке.

Механическое воздействие проявляется в околоскважинном массиве остаточных трещин, разрушении водонефтяного барьера, очистке прискважинной зоны от продуктов химических реакций и песчано-глинистых частиц, и проявляется в два этапа. На первом этапе в результате сгорания порохового генератора образуется импульс давления, характеризующийся крутым фронтом нарастания давления, и малым временем действия (доли секунды). При этом, если величина давления превосходит давление разрыва пласта, то в ПЗС образуется сеть мелких трещин. На втором этапе происходит сгорание жидких ГОС, что приводит к образованию импульса давления с длительным временем действия (несколько секунд), и амплитудой давления достаточной  для разрыва пласта и увеличения мелких трещин, образованных при сгорании порохового генератора.

Образующиеся в пласте остаточные трещины не требуют закрепления, что обусловлено свойством горных пород необратимо деформироваться при динамическом нагружении и разгрузке при соответствующих условиях. Образованию остаточных трещин способствует размыв трещин жидкостью и очистка их продуктами горения, движущимися с большой силой и скоростью, определяемой разностью скважинного и пластового давлений. Наряду с этим  происходит разрушение поверхностей трещин знакопеременными нагрузками, возникающими при пульсации давления в скважине. Тепловое воздействие продуктов горения порохового генератора и ГОС заключается в расплавлении отложений парафина и асфальто-смолистых веществ и снижении вязкости нефти в прискважинной зоне пласта путем передачи тепла от газообразных продуктов горения, температура которых может достигать 1100- 1600К.

До 2005 года скважина №118 Антиповско-Балыклейского месторождения работала с устойчивым дебитом 11м3/сут, в 2005 году дебит стал резко падать, после чего скважина стала работать с дебитом 2- 3м3/сут. Тепловые и кислотные обработки скважины не дали положительного эффекта: результат был кратковременным. После проведения ГДРП дебит скважины вырос до 13 м3/сут – это объясняется появлением новых трещин и фильтрационных каналов в ПЗС и очисткой ПЗС от разного рода кальматирующихотложений.За год дополнительно добыто 795 тонн в год.

Геологические условия месторождения позволяют успешно проводить ГДРП, где задействовано гораздо меньше техники и оборудования, чем при гидроразрыве пласта.

Гидрофобизирующие обработки.

В ТПП «Котовонефтегаз» технология гидрофобных обработок была успешна, проведена впервые в 2005 году  на Антиповско-Балыклейскоемместорождении, на скважинах 132 и 134. Скважина 132 после проведения данной обработки зафонтанировала, скважина 134 увеличила дебит в 1,5 раза относительно первоначального Доказанная возможность успешного применения технологии гидрофобных  для улучшения проницаемости призабойной зоны плотных, слабопроницаемых пластов- коллекторов позволила рекомендовать этот метод для применения на остальных скважинах данного месторождения.

Как известно, при проведении обычных солянокислотных обработок карбонатного пласта химическому воздействию подвергаются только непосредственно прилегающая к скважине призабойная зона пласта. Это обусловлено быстрой нейтрализацией кислоты при (до 10-15 мин.) при взаимодействии с карбонатными породами. При этом достаточно эффективными являются только первые обработки, последующие обработки либо малоэффективны, либо безрезультатны, т.к. химическому воздействию подвергается практически та же часть призабойной зоны пласта. Обработка гидрофобными кислотными эмульсиями основана на применении эмульсий обратного типа с заданным периодом стабильности в пластовых условиях (от нескольких десятков минут до нескольких часов). В течение периода стабильности эмульгированная кислота не взаимодействует с пластовыми породами, что обеспечивает возможность доставки кислоты в более удаленные зоны пласта. Кроме того, в период стабильности эмульсии предотвращается коррозия подземного оборудования в процессе доставки ее к забою скважины. По истечении этого периода эмульсия быстро разрушается с выделением свободной кислоты для взаимодействия с пластом. Основное назначение гидрофобизирующих обработок более глубокое (по сравнению с СКО) воздействие на призабойную зону пласта. Регулирование глубины воздействия производится путем обоснования состава ГКЭУС с определенными периодами стабильности в пластовых условиях по каждой конкретной скважине (коммерческая тайна НПК «Техносервис»). В состав эмульсии для обработки карбонатного пласта обычно входят 60-70% соляной кислоты 15% концентрации, остальное - легкая нефть с небольшим содержанием асфальтенов и смол (дисперсионная среда) и специальный эмульгатор кислотной эмульсии обратного типа (обычно алифатические амины). Эмульсии приготавливаются непосредственно на скважине с использованием специального смесителя-диспергатора. При этом кислоту и нефть с растворенным в ней эмульгатором прокачивают через смеситель-диспергатор при соотношении расходов 3:2, общий расход нагнетаемых жидкостей должен находиться в пределах 0.3-0.5 м3/мин., а давление нагнетания - 8-10 МПа. При низкой температуре окружающей среды (менее 20°С) перед растворением эмульгатора нефть предварительно подогревают (с использованием ППУ).

На Антиповско-Балыклейском месторождении проведено 10 обработок -№134(15.01.05), № 132 (30.03.05), № 108 (06.06.07), № 103 (11.06.06), № 78 (26.09.06), № 140 (22.01.06), № 104 (23.02.07), № 79 (30.04.06), № 145 (12.07.08). Все скважины имели перед обработкой достаточно небольшую обводненность, вплоть до безводной продукции (исключение скв. № 104 - 67.7%). Четыре скважины (№№ 132, 78, 104, 79) выведены из периодической эксплуатации со средним приростом дебита 8.19т/сут. Все скважины имеют небольшую нефтенасыщенную толщину (до 4.5 м). Скважина № 79 находится практически в зоне выклинивания коллектора и, тем не менее, удалось добыть дополнительно по ней 1751 т нефти. До января 2007 года прирост дебита стабильно держался в районе 6 т/сут, в настоящее время снизился до 1 т/сут. Возможно необходимо повторить обработку. Скважины №№ 140, 145 находятся в краевой части залежи и имеют нефтенасыщенные мощности 10 м и7.1 м соответственно. По скв. № 145 наблюдалось падение обводненности с 20% до практически, 0%. В настоящее время скважины работают с обводненностью -0.12%. Средний прирост дебита по этим скважинам составил 2.47 т. По этим скважина дополнительно добыто 1425 т и 955 т нефти соответственно. Скважина № 108 находится в районе зоны выклинивания и имеет небольшую нефтенасыщенную толщину - менее 1.5 м. Поэтому эффект по скважине был достаточно непродолжительным - с июня 2007 года, по июнь 2007 года. За это время добыто дополнительно 508.2 т нефти. Самая неудачная скважина - № 103. И дебит и обводненность у нее практически не изменились и за весь период дополнительно добыто 176.3 т нефти. Возможно, для приготовления эмульсии также использовалась не очень качественная нефть.