главная / банк технологий / методы интенсификации добычи н... / заполярстройресурс

Опыт увеличения приёмистости нагнетательных скважин сухокислотным составом


По сложившейся промысловой практике для поддержания пластового давления в продуктивные пласты закачивают подземные, поверхностные воды, попутные сточные воды или их различные смеси. Как правило, на промыслах отсутствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взвеси, что предопределяет кольматацию прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины . Кроме того, во многих случаях коэффициент приемистости нагнетательных скважин не соответствует гидродинамическим параметрам пласта из-за кольматации порового пространства продуктивного пласта глинистыми коллоидно-дисперсными частицами бурового раствора.
Как установлено практикой, в общем случае состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и минерального происхождения.
Традиционно для удаления кольматирующих образований прискважинных зон скважин используют соляно-кислотные и глинокислотные растворы. Несомненным их преимуществом является способность переводить в растворенное состояние алюмосиликаты, слагающие глинистые минералы. Вместе с тем, при определенных условиях, в процессе обработки в прискважинной зоне возможно образование труднорастворимых и нерастворимых соединений, закупоривающих поровое пространство продуктивных песчаников. Кроме того соляно- и глинокислотные растворов обладают высокой коррозийной активностью и агрессивностью , что обуславливает применение ингибиторов и специальных мер по защите обслуживающего персонала . Жидкое состояние таких технологических растворов предопределяет необходимость их транспортировки на месторождения в значительных объемах.

Как альтернативный вариант установлена возможность использования для обработки скважин экологически безопасных порошкообразных реагентов. Порошкообразные реагенты разрешены в добыче и транспорте нефти, удобны в хранении, при транспортировке и в приготовлении растворов непосредственно у скважины. Основные технологические операции реализуются при помощи стандартного оборудования, используемого при ремонте скважин. Все эти факторы свидетельствуют о перспективности применения порошкообразных реагентов для обработки скважин в условиях отдаленности месторождений от транспортных артерий и ограниченного пространства морских платформ.

Взаимодействие порошкообразных реагентов с глинистыми образованиями происходит на основе комплексных химических и физико-химических процессов ,обеспечивающих как частичное их растворение, так и перевод в пелитовую тонкодисперсную фазу . При этом , в агрегатах глинистых образований разрушаются коагуляционные контакты , происходит их коренная структурная перестройка с потерей способности к последующей агрегации , что позволяет удалить их из пласта при создании депрессии . Одновременно увеличивается проницаемость пород прискважинной зоны за счет удаления цементирующих образований песчаников. Одновременно происходит растворение железистых кольматирующих образований в виде сульфида, лимонита, гетита и гидрогетита.

Для определения изменений, которые имели место при взаимодействии растворов из порошкообразных реагентов с различными типами глин , использовали метод электронной спектрофотометрии , рентгенофазовый, хроматографический и фотометрический анализы .Эффективность разработанных рецептур растворов оценивали на опытно-фильтрационных моделях и путем экспериментальных обработок нагнетательных скважин .

Полученные спектрограммы растворов в ультрафиолетовой области и глинистых образований в инфракрасной области после обработки однозначно свидетельствуют об имеющем место химическом взаимодействии растворов с образованиями глинистых пород. В ходе экспериментов прослежено также растворение алюмосиликатов, слагающих решетки глинистых минералов . Суммарные весовые потери образцов глин в исследуемых растворах изменяются от 5 до 15 ,5 % .

Рентгенофазовый анализ твердой фазы образцов из глин различного состава после обработки растворами установил существенные изменения в минералогическом составе исходных пород.

Процесс взаимодействия реагентов с глинистыми образованиями сопровождается выделением газов , компонентный состав которых , по данным хроматографического анализа , во многом определяется как природой используемых реагентов , так и составом примесей в глинистых образованиях .

Опытно-фильтрационные исследования по оценке эффективности реагентной разглинизации проводились на кернах песчаных пород ,отобранных из продуктивных пластов месторождений Западной Сибири и месторождения Белый Тигр, расположенного на юге шельфа Вьетнама . По данным 17 опытов , общая доля восстановления коэффициента проницаемости относительно первоначального изменяется от 61 ,8 до 91 ,3 % , при среднем значении 80 , 7 % .

Адаптация разработанных технологий применительно к конкретным месторождениям включает постановку фильтрационных исследований процесса разглинизации кернов продуктивных пород в термобарических условиях месторождения , оценку влияния растворов на матрицу пород , определение времени воздействия растворов на продуктивный пласт и др.
Базовый сухокислотный состав для терригенных коллекторов характеризуется следующими значениями: при концентрации состава 10 % реакция среды 0,95, устойчив при температуре 1400С, коэффициент коррозии стали марки Д, К, № 80 и Р-105 в среднем в 6,7 раза меньше, чем у стандартного глинокислотного раствора.

Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Западной Сибири, Украины и шельфе Вьетнама.
В Широтном Приобье обработки скважин производили на Яунлорском, Мыхпайском и Лянторском месторождениях, приуроченых к Сургутскому и Нижневартовскому сводам. Здесь мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощность около 3000 м и нефтегазоностность связана с отложениями юры (тюменская свита ) и нижнего мела ( мегионская и нижневартовская свиты ).
Залежи выявлены в 16-ти пластах на глубинах от 1800 до 2900 м с коллекторами порового типа. В минералогическом составе цемента песчаников преобладает глинистая составляющая ( каолинит-гидросюдистый, хлорит-кальцитовый цемент ). Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27 %, проницаемость коллекторов изменяется в широких пределах- от 0.8 до, пластовая температура от 70 до 100 0С.
Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г.Ноябрьск в зоне Средне -Обской и Надым - Пургской нефтеносных областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке простирания с более крутым восточным крылом. На месторождении открыты одна газовая залеж в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях.
Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450-2660 м и приурочены к верхней части мегионской свиты, представленные переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Кровля продуктивных пластов располагается в своде на абсолютных отметках от 2465 до 2530 м, ВНК - от 2505 до 2595 м. Песчаник мелкозернистый. Тип цемента преимущественно контактный, в различной степени карбонатный. Средние значения коэффициентов: пористости 18 %, проницаемости 36 mD, расчлененности 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81-84 0 С.
Луквинское месторождение расположено в Предкарпатском прогибе и приурочено к Луквинской складке, представленной антиклиналью, осложненной серией поперечных нарушений. Нефтяная залежь вскрыта на глубине 1200 - 1500 м и приурочена к породам нижнеменилитовой подсвиты, представленной чередующимися пачками песчано- алевролитовых и глинистых пород. Средняя эффективная толщина составляет 34 м, нефтенасыщенная - 26,7 м. Открытая пористость изменяется от 6 до 15 %. Проницаемость высокопористых малоглинистых разностей достигает 30-70 mD.
Особенностью залежи является высокая степень насыщения нефти парафином ( 7 - 12 % ) и селикагелевыми смолами ( 10 - 15 % ). При пластовой температуре 38 - 41 0 С имеются все предпосылки для выпадения парафина в пласте, поэтому для поддержания пластового давления в залежь нагнетается горячая вода при температуре на устье скважины 70-80 0 С.
На месторождение Белый Тигр (шельф юга Вьетнама) в песчаниках нижнего олигоцена была произведена обработка 3-х скважин. Усредненные геолого-технические показатели объекта разработки: глубина до 4200 м, коэффициент проницаемости 30 mD, пластовая температура 1400С, пластовое давление 32,4 МПа, плотность нефти в пластовых условиях 720 кг/м3.
На месторождении Белый Тигр в соответствии со сложившейся промысловой практикой для поддержания пластового давления осуществляют очаговое заводнение пластов морской водой. В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется от 3,5 до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем до 90 % примесей имеет размер в пределах 1-4 микрон. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования), агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических пород.

Результаты обработок нагнетательных скважин представлены ниже.




Обобщенные данные по эффективности реагентных обработок нагнетательных скважин

Группа

Количество

Суммарный расход нагнетания, м3/сутки

DQ,

Месторождений

Скважин

до обработки

после обработки

м3/сутки

Мегионская

24

2175

6120

3945

Муравленковское

5

720

1230

510

Луквинское

4

172

396

224

Белый Тигр

3

355

996

641

Итого :

36

3422

8742

5320

 



Таким образом, по результатам обработок 36 нагнетательных скважин среднее приращение расхода нагнетания составило 148 м3/сутки, т.е.расход нагнетания увеличился на 155 %. Дальнейшая интенсификация воздействия сухокислотного состава возможна при наложении волновых колебаний.






 

 

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015