Размещено на http://www.allbest.ru/

Повышение эффективности проведения кислотных обработок

Введение

Кислотные обработки скважин, самая распространенная технология интенсификации добычи нефти. Большинство нефтегазодобывающих и сервисных предприятий, используют стандартные кислоты - соляную и грязевую кислоту. Во многих случаях применение данных кислот не приводит к положительным результатам, а в некоторых случаях ведет к снижению продуктивности и увеличению обводненности продукции скважин.

При использовании соляной и грязевой кислот могут возникнуть проблемы такие как - выпадение вторичных осадков после нейтрализации кислот, выпадение осадков АСПО и стойких эмульсий при контакте кислотных составов и пластовых флюидов, увеличение обводненности продукции вследствие образования заколонных перетоков, снижение эффективности из-за многократности обработок, снижение дебита вследствие образования «водной блокады» и т.д.

В результате таких осложнений у промысловиков появляются скважины, на которых можно применять кислотные обработки и скважины, на которых кислотные обработки применять нельзя. И со временем по разным причинам скважин относящихся ко второй группе становится все больше.

ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало большую группу кислотных составов и специальных добавок к кислотам, которые позволяют охватить практически весь спектр геолого-физических характеристик пластов и загрязняющих отложений в призабойной зоне пласта, а также предотвратить все негативные последствия, свойственные стандартным кислотам. Это позволяет проводить эффективные кислотные обработки даже там, где предыдущие обработки были отрицательными.

Сухие кислоты и кислотные композиции упрощают проведение обработки призабойной зоны на отдаленных и новых месторождениях, не имеющих баз хранения химических реагентов и специализированной техники (кислотных агрегатов).

Современная лабораторная база ЗАО «Химеко-ГАНГ» позволяет исследовать кислоты и кислотные составы и определять:

межфазное натяжение на границе: кислотный состав - углеводород;

растворимость породы;

коррозионную активность кислотных составов;

вторичное осадкообразование после нейтрализации кислоты;

совместимость кислотной композиции с пластовой водой и нефтью.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

месторождение коллектор кислотный скважина

Ломовое месторождение в административном отношении расположено в Каргасокском районе Томской области. В географическом отношении оно расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности в среднем течении реки Васюгана - левого притока реки Оби. Территория района месторождения представляет собой слаборасчленённую равнину, сильно заболоченную и залесённую. Абсолютные отметки поверхности земли колеблются в пределах 62 - 89 м. Непосредственно Ломовое месторождение расположено частично на залесённой пойме р. Махни - левого притока р. Васюгана, частично (в основном северо-восточная часть месторождения) на водораздельном болоте шириной 6 - 9 км и глубиной до 2 м и более. Река Махня пересекающая площадь месторождения с северо-запада на юго-восток, относится к числу мелких несудоходных. Пойма реки, имеющая ширину до 50 м, изобилует завалами, чворами, старицами. На заболоченных участках есть многочисленные озёра округлой формы глубиной до 2 м и шириной до 2 км. Климат района континентально-циклонический с продолжительной суровой зимой и коротким тёплым летом. Температура воздуха колеблется от -55°С зимой до +35°С летом. По количеству выпадающих атмосферных осадков район относится к зоне избыточного увлажнения. Количество годовых осадков составляет 390 - 590 мм. Снежный покров продолжается с октября до начала мая. Высота снежного покрова достигает 1 метра. Промерзаемость грунта составляет 0,8 - 1,6 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м.

Основной водной артерией является р. Васюган, протекающая в 15 км южнее Ломового месторождения. Она судоходна для судов малого тоннажа.

В период полной воды при весеннем половодье она судоходна для барж грузоподъёмностью до 3 тыс. т, остальное время - для барж от 200 до 600 т, для самоходных сухогрузов - 60 т. судоходный период длится с середины мая до середины октября. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав - во второй половине октября. Растительность представлена, в основном, хвойными породами деревьев - елью, пихтой, сосной, кедром. В меньшем количестве встречаются берёзы, осины. Поймы рек покрыты кустарником, незалесённые участки - обильным покровом луговых трав.

Район относится к категории малонаселённых. Непосредственно в районе месторождения населённых пунктов нет. Ближайшими населёнными пунктами являются расположенные на р. Васюган сёла Новый Тевриз (30 км по прямой), Катыльга (30 км), Новый Васюган (85 км), а также вахтовый посёлок Пионерный (50 км), расположенный в районе разработки Оленьего, Катыльгинского, Первомайского и других месторождений этой группы Васюганского НГДУ. Население, которое составляет, в основном, русские, ханты, татары и другие, занято в отраслях нефтяной и лесной промышленности, геологии, звероводческом и рыбном хозяйстве, пушном промысле.

Наиболее крупным селом является Новый Васюган, где расположена база Западной нефтегазоразведочной экспедиции ПГО «Томскнефтегазгеология», открывшей Ломовое месторождение. В Новом Васюгане имеется сельский совет, узел связи, аэропорт местного значения, речная пристань, больница, школа, ретранслятор телепередач, магазины и другие учреждения.

Районный центр, рабочий посёлок Каргасок, расположенный к востоку от Ломового месторождения на р. Оби, является одним из крупных посёлков Томской области. Он имеет речную пристань, аэропорт местного значения, предприятия лесной, рыбной, геологоразведочной и других отраслей народного хозяйства. Расстояние от села Катыльга до Каргаска составляет по прямой 235 км, по реке 480 км, до г. Томска, областного центра и крупного промышленного города, имеющего железнодорожную станцию и аэропорт союзного значения, соответственно - 730 и 1067 км.

Ломовое месторождение связано с Пионерным автомобильной дорогой с твёрдым покрытием круглогодичного пользования. Расстояние по дороге от месторождения до Пионерного составляет 74 км. Других дорог в районе месторождения нет. В зимний период связь может осуществляться также, по зимним, накатанным по снегу, дорогам («зимникам»). Строительный лес, необходимый для обустройства скважин, имеется на месте. Для приготовления глинистого бурового раствора используется местная глина с последующей её обработкой химреагентами и добавлением бентонитовой глины.

В результате проведённых в Васюганском нефтедобывающем районе нерудной партией Томской геологоразведочной экспедицией работ по поискам строительных материалов установлено, что в пределах района и в непосредственной близости от Ломового месторождения широко развиты кирпичные и керамзитовые суглинки, приуроченные к отложениям ширтинско-тазовского комплекса и самаровской свиты среднечетвертичного возраста.

К юго-востоку от Ломового месторождения вскрыты пески глубоко залегающих уровней тобольской свиты среднечетвертичного возраста, пригодные для кладочных и штукатурных растворов. В результате глубинных поисков строительных песков для их гидроэлеваторного извлечения вблизи Ломового, Первомайского, Катыльгинского и Оленьего месторождений найдены такие пески, пригодные для обустройства месторождений и строительства автомобильных дорог, в отложениях новомихайловской свиты палеогенового возраста. Анализ геологической обстановки позволяет предположить, что для обустройства Ломового месторождения большое значение будут иметь пески абросимовской и тобольской свит. Песков для изготовления бетонов в районе не обнаружено.

Пресные воды, пригодные для хозяйственно-питьевого водоснабжения, встречены в песчаных отложениях пойменно-террасового комплекса р. Васюгана и её притоков, а также в тобольской, абросимовской, новомихайловской, атлымской свитах палеоген-четвертичного возраста.

Водоносный горизонт атлымской свиты сложен мелко- и среднезернистыми песками мощностью 20 - 40 м, залегающими на глубинах до 200 м. Воды напорные, производительность скважин в благоприятных условиях достигает 1000 мі/сут.

Ломовое месторождение открыто в 1970 г. в результате бурения разведочной скважины №200, на нём пробурено 11 поисковых и разведочных скважин, проводку которых осуществляли Западная нефтегазоразведочная экспедиция, открывшая месторождение, а также Александровская и Васюганская НГРЭ ПГО «Томскнефтегазгеология». Основанием для ввода Ломового локального поднятия в поисковое бурение явились результаты сейсморазведочных работ МОВ в 1968-1969 гг.

В 1986 г. Ломовое месторождение скважиной 203 введено в промышленную разработку, а в 1987 г. начато эксплуатационное бурение.

Резервуар состоит из не более, чем 5 пластов пористого песчаника переменной мощности Верхней Васюганской свиты (Ю1-0). Пластовые горизонты расположены в 45-метровой зоне кластических отложений, образовавшихся в киммериджском ярусе поздней Юры. Отложения Ю1 располагаются на основании морских, преимущественно сланцевых отложений Нижнего Васюгана и равномерно накрыты Баженовскими сланцами - породой, считающейся идеальным носителем углеводородов.

Протяжённость месторождения - около 11,5 км с Северо-востока на Юго-запад и около 5 км в поперечнике, что составляет приблизительно 57,5 кмІ. Пробурено около 200 скважин, включая исходные разведочные и нагнетательные. Средняя площадь под одну скважину - 30 га.

Через месторождение проходит нефтепровод Васюган-Раскино, соединяющий группу разрабатываемых васюганских месторождений с магистральным нефтепроводом Нижневартовск-Анжеро-Судженск, а также ЛЭП.

1.2 Стратиграфия

Ломовое нефтяное месторождение расположено в южной части Колтогорского мегапрогиба в пределах Черемшанского куполовидного поднятия. В геологическом отношении район характеризуется двухярусным строением: нижний ярус представляет собой образования палеозойского фундамента плиты, верхний - осадочные отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Мощность платформенного чехла в Колтогорском мегапрогибе составляет 2800-3000 м, а в наиболее погруженных частях 3500 м и более. На окружающих мегапрогиб положительных структурах первого порядка она сокращается до 2600-2200 м, а на Криволуцком вале - до 1900 м. Непосредственно на Ломовом локальном поднятии мощность платформенных отложений составляет 2910 м (скв. 200).

Геологическое строение Ломового месторождения характеризуется по данным глубокого бурения (поисково-разведочного и эксплуатационного), а также по результатам сейсморазведочных работ и других видов исследования.

Стратиграфическая разбивка разреза дана на основании унифицированной стратиграфической схемы, утверждённой Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1968 г.

Модель осадконакопления

Горизонт Ю1 Верхнего Васюгана является сложным и обладает разнообразием литологических особенностей. Он формировался в период, когда условия осадконакопления изменялись от морских и мелководно-морских до дельтовых и пойменных (болотистых).

Верхний Васюган может быть подразделён на два дополнительных интервала, отличающихся условиями осадконакопления. Верхняя часть отделена от нижней прослоями угля, которые, в свою очередь, заключены между пропластками глинистого песчаника и алевролита.

Угольные прослои залегают ниже подошвы Ю1-2 и указывают, что между периодами уменьшения и увеличения уровня моря (регрессии и трансгрессии) существовали преимущественно континентальные условия накопления.

Песчаники Ю1-3 и Ю1-4 залегают ниже пойменных отложений, к которым приурочен угольный репер. Они являются продуктом регрессивного моря и в конце этой фазы были перекрыты пойменными осадками.

Пласты Ю1-0, Ю1-1 и Ю1-2 залегают выше угольных прослоев. Представляется, что они сформировались в мелководной морской обстановке в течение различных стадий оксфордской трансгрессии. Уровень моря возрастал, затопляя и покрывая пойменные отложения.

Породы продуктивного пласта Ломового представляют собой несколько горизонтов песчаника Верхней Юры Васюганской формации. Васюганская формация состоит их серии морских отмелей и континентальных осадочных пород, и располагается поверх морских отложений Тюменской формации Нижней и Средней Юры. Верхнеюрские песчаники накрыты Баженовскими сланцами - хорошим источником углеводородов.

Васюганская формация подразделяется на две зоны:

Нижний Васюган (Ю2), состоящий из естественно однородного сланца, наложенного на глубоководное окружение со стоячей водой.

Верхний Васюган (Ю1) состоит из более гетерогенной последовательности переслаивающихся сланцев, алевролита, а в верхней части зоны - преимущественно песчаника.

Песчаники Верхнего Васюгана (Ю1) образуют главные продуктивные нефтеносные горизонты Томского региона.

В Верхнем Васюгане (Ю1) можно выделить ещё два раздела на базе различий в окружении. Нижняя зона отделена от верхней интервалом угольных пластов, перемежающихся сланцеватым песчаником и алевролитом. Это указывает на то, что во время угольного отложения существовала более континентальная обстановка (пойма, болото) в промежутке между относительно низким и высоким уровнем моря (регрессивная и трансгрессивная фаза).

Поэтому Верхний Васюган (Ю1) представляет собой сложную формацию с многочисленными литологическими характеристиками, относящимися к различным типам окружения от морской отмели до дельты и поймы (болота).

Ю1-0, Ю1-1 и Ю1-2 расположены поверх угольных пропластков. Принято считать, что они формировались в Верхний Юрский период в окружении морской отмели в процессе последовательных стадий Оксфордской трансгрессии.

Баженовская свита		Глубоководное окружение, стоячая вода
Васюган	В е р х н и й	Ю1	Ю10 Ю11 Ю12 Ю13		Отмель, трансгрессивная фаза Прибрежная зона Береговой бар Отмель, регрессивная фаза
	Н и ж н и й	Ю2		Морское окружение, стоячая вода

Рис. 1. Залегание пластов песчаника с угольными пропластками

1.3 Тектоника

В тектоническом плане Ломовое месторождение приурочено к одноимённой локальной структуре, расположенной в северной части Черемшанского куполовидного поднятия в зоне сочленения Колтогорского мегапрогиба, Каймысовского свода и Средне-васюганского мегавала.

Согласно схематической тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты и её обрамления под редакцией В.С. Суркова (1981 г.) район месторождения расположен в зоне сопряжения Айгольского синклинория, Нижневартовского антиклинория и Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта.

Структурный план Ломового поднятия по поверхности доюрских образований является сложным и контрастным. Поднятие по отражающему горизонту Ф2 в плане представляет собой антиклинальную складку изометричной формы, осложнённую тремя куполами, располагающимися по оси северо-восточного направления. Поднятие имеет более крутое северо-западное крыло. На структурной карте по поверхности доюрских образований выделяется две серии нарушений: северо-западного и северо-восточного направления.

Структурный план по отражающему горизонту Iа подобен плану по горизонту Ф2. Оконтуривается поднятие изогипсой 2920 м, имеет размеры 1711 км. Амплитуду установить не удалось, так как на своде отражённая волна Iа отсутствует.

По отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания, оконтуривающуюся сейсмоизогипсой 2640 м. Амплитуда поднятия 155 м, размеры 1812 км.

В пределах поднятия выделяется три купола, расположенные по оси северо-восточного направления. Юго-западный купол оконтуривается сейсмоизогипсой 2580 м, центральный и северо-восточный - сейсмоизогипсами 2560 м. Поднятие имеет более крутое северо-восточное крыло.

По отражающему горизонту III (низы покурской свиты) поднятие имеет форму, слегка вытянутую в северо-восточном направлении, оконтуривается сейсмоизогипсой 1600 м. Амплитуда его 35 м, размеры 105 км.

По горизонту IVб (верхний мел) поднятие 10-метровой амплитуды небольшой площади и всё же находит отображение в структурном плане.

По вышележащим горизонтам Ломовая структура выполаживается.

1.4 Нефтеносность

Ломовое нефтяное месторождение расположено в Колтогорском нефтегазоносном районе. Колтогорский нефтегазоносный район находится в северо-западной части Томской области; в тектоническом плане приурочен к Колтогорскому мегапрогибу.

В непосредственной близости от Ломового месторождения эксплуатируется Оленье, Катыльгинское, Западно-Катыльгинское нефтяные месторождения. В последние годы при проведении геолого-разведочных работ ПГО «Томскнефтегазгеология» открыты Столбовое и Грушевое месторождения. Нефтепроявления отмечены на Ледовой, Черемшанской площадях.

Продуктивными в пределах района являются отложения васюганской свиты верхней юры.

На Ломовом месторождении нефтеносны пласты Ю1-0, Ю1-1, Ю1-2, Ю1-3, Ю1-4 горизонта Ю1.

Пласт Ю1-0 как коллектор прослеживается в северной части месторождения в районе скважин 203, 377, 378, 632 и 633. При раздельном опробовании его в скважине 377 получен незначительный приток нефти. В скв. 203 пласт Ю1-0 имеет нефтенасыщенную толщину, равную 1,2 м, при совместном опробовании его с пластом Ю1-1 получен приток нефти дебитом 58,5 мі/сут. и 5,7 тыс. мі/сут. на 8 мм штуцере. В скважинах 204, 205 и 206 в интервалах пласта отмечены нефтепроявления в керне, однако по геофизическим и лабораторным данным коллектор не выделяется.

Залежь нефти пласта Ю1-0 имеет ограниченные размеры, является пластовой, литологически экранированной.

Основные запасы нефти содержатся в пластах Ю1-1 и Ю1-2.

Пласт Ю1-1 развит в пределах всего месторождения, за исключением скважин 206, 208, пробуренных в западной части залежи и скв. 202 в юго-восточной его части, где пласт выклинивается. В районе скв. 302, 348, 364, 373 и 607 происходит замещение коллектора алевролитовыми разностями.

Максимальные нефтенасыщенные толщины пласта Ю1-1 отмечаются в северной и юго-западной частях месторождения (скв. 327, 336, 337, 606), где они достигают 5,4 - 6,8 м. В центральной и восточной частях нефтенасыщенная толщина пластов, в среднем, составляет 2 м.

Раздельно пласт Ю1-1 опробован в северной, южной, юго-восточной частях месторождения. При опробовании разведочных скважин, расположенных, в основном, в периферийных частях месторождения максимальный дебит нефти составил 7,6 мі/сут. на 3 мм штуцере. При освоении 20 эксплуатационных скважин по пласту Ю1-1 дебиты изменялись от 0,4 т/сут. на 4 мм штуцере до 38,4 т/сут. на 6 мм штуцере, причём наибольшая продуктивность скважин отмечается в юго-западной части месторождения. Содержание в продукции скважины пластовой воды незначительное.

Начальное пластовое давление равно 27,2 Мпа.

Водонефтяной контакт вскрыт в северной части месторождения в скважине 337 на а.о. -2631 м. В остальных частях месторождения условный уровень раздела нефть - вода контролируется подошвой нефтенасыщенной части пласта и кровлей его водоносной части и является наклонным.

На востоке в районе скв. 204 контур нефтеносности проводится на а.о. -2634 м. (подошва нефтенасыщенной части в скв. 204), на юго-востоке на а.о. -2536 м (подошва пласта в скв. 648) и далее на юге и юго-западе на а.о. - 2576 м (подошва пласта в скв. 616). В районе скв. 210 отмечается локальный подъём контура нефтеносности.

Залежь нефти пласта Ю1-1 пластовая, сводовая, литологически экранированная, её высота 200 м.

Пласт Ю1-2 как коллектор распространён повсеместно за исключением скв. 208. Максимальные нефтенасыщенные толщины (6 - 10 м) прослеживаются в центральной части залежи, в западной и восточной частях они уменьшаются до 1 - 2 м.

При опробовании разведочных скважин из пласта Ю1-2 получены притоки нефти дебитами 8,8 мі/сут. на 3 мм штуцере (скважина 205) до 22 мі/сут. на 4 мм штуцере (скважина 203). В скважинах 207 и 210 получены притоки пластовой воды.

В эксплуатационных скважинах выполнен большой объём раздельного исследования пласта Ю1-2 практически по всей площади месторождения. Дебиты нефти изменялись от 3,4 т/сут. на 4 мм штуцере до 84,7 т/сут. на 8 мм штуцере. Наиболее продуктивные скважины пробурены в центральной части месторождения. Содержание воды, в основном, не превышает 3%.

Начальное пластовое давление 27,2 - 27,8 МПа.

ВНК вскрыт в южной части месторождения в скв. 357 на а.о. -2568 м, в скв. 1002 на а.о. -2550 м.

В северо-западной части месторождения контур нефтеносности проводится на а.о. -2610 м (подошва пласта в скв. 610), затем понижается в северной части до а.о. -2637 м, что контролируется скважинами 204, 1004, 351 и 377. В районе скв. 628 отмечается подъём контура нефтеносности до а.о. -2581 м (подошва пласта в скв. 628). Далее его положение определяется абсолютной отметкой подошвы чисто нефтяной зоны в скв. 357 и 1002. В южной части он проходит на а.о. -2578 м (подошва пласта в скв. 209). Залежь нефти пласта Ю1-2 пластовая, сводовая, литологически экранированная, её высота 170 м.

Пласт Ю1-3 имеет ограниченное распространение. Как коллектор вскрыт, в основном, в западной части структуры. Его максимальная нефтеносная толщина равна 3,3 м (скв. 316).

При опробовании его в разведочных скважинах 201 и 208 получены притоки нефти дебитами, соответственно, 19,6 мі/сут. на 6 мм штуцере и 3,2 мі/сут. на 4 мм штуцере. В скважине 203 пласт Ю1-3 нефтеносный по геофизическим данным. В эксплуатационных скважинах пласт опробован в незначительном объёме совместно с другими пластами в центральной, юго-западной частях месторождения.

Начальное пластовое давление равно 27,4 МПа.

ВНК в пласте Ю1-3 не вскрыт. Условный контур подсчёта принимается в районе скважины 316 на а.о. -2574 м (подошва пласта), в районе скважин 203 и 634 на а.о. -2630 м (подошва пласта в скв 203), в районе скв. 359 на а.о. -2537 м (подошва пласта), в юго-западной части месторождения на а.о. -2574 м (подошва пласта в скв. 304). В районе скв. 208 выделяется участок с контуром нефтеносности -2580 м.

Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная.

Пласт Ю1-4 вскрыт на всей площади месторождения, за исключением района шести скважин, пробуренных в центральной части структуры. Эффективные толщины изменяются от 0 до 13,4 м (скв. 610). Максимальное значение нефтенасыщенной толщины равно 10,6 м (скв. 398). Средняя нефтенасыщенная толщина равна 6 м, распространена довольно равномерно по площади. Уменьшение эффективной толщины до 2 м наблюдается в западной, южной и восточной периферийных частях структуры.

Раздельно опробован в центральной и северо-восточной частях в скв. 340, 375 и 380, получены притоки нефти дебитами 5,3 мі/сут. на 4 мм штуцере, 15,3 мі/сут. на 4 мм штуцере. Содержание воды незначительное. В скв. 208 при опробовании его совместно с пластом Ю1-3, имеющим незначительную толщину, получен приток нефти дебитом 38 мі/сут. на 5 мм штуцере.

Контур нефтеносности пласта принимается в западной части по подошве пласта в скв. 322 на а.о. -2586 м, на севере по подошве пласта скв. 375 на а.о. - 2593 м. В восточной части он повышается до а.о. -2543 м (подошва пласта в свк. 407), в южной части проводится на а.о. -2565 м (подошва пласта в скв. 331), затем понижается до а.о. -2580 м (подошва пласта в скв. 304). В районе скв. 208 выделяется обособленная залежь нефти с контуром нефтеносности на а.о. -2560 м.

Залежь нефти пластовая, сводовая.

По результатам опробования и интерпретации геофизических данных других нефтесодержащих объектов в разрезе месторождения не выявлено.

2. Расчетно-техническая часть

2.1 Кислотные обработки терригенных коллекторов

Основной целью обработки терригенных коллекторов кислотой является, в первую очередь, растворение загрязняющих породу материалов. Несмотря на то, что зерна кварца слагают скелет породы, терригенные коллектора содержат глинистые минералы, которые в значительной степени влияют на фильтрационно-емкостные свойства. Терригенные коллектора могут содержать карбонаты, окислы металлов, сульфаты, сульфиды, хлориды и аморфный кремнезем. Кроме этого в призабойной зоне пласта содержатся химические вещества, входящие в буровой и цементный растворы.

Фтористоводородная кислота (HF) является единственной, растворяющей силикатные материалы, поэтому все рецептуры, используемые при кислотных обработках терригенных коллекторов, включают HF.

Однако в результате реакции с фтористоводородной кислотой, ионы кремния, алюминия, натрия, калия, магния и кальция, содержащиеся в полиминералах, могут образовывать не растворимые в воде осадки и снижать проницаемость пласта. Скорость реакции также зависит от структуры породы, содержания глин, температуры и применяемой концентрации кислоты.

Особенно это важно при проведении кислотных обработок в пластах с высокой температурой, где скорость реакции соляной и грязевой кислот настолько велика, что глубина проникновения их в пласт составляет считанные сантиметры. В таких условиях необходимы особые составы, которые позволяют при достаточно высокой пластовой температуре глубоко проникать в пласт, образуя новые фильтрационные каналы.

2.2 Кислотные обработки низкопроницаемых пластов

Одним из важных факторов эффективности кислотной обработки является совместимость кислоты с породой. Совместимость подразумевает, что проницаемость не уменьшится, когда пласт отреагирует с кислотой. Особенно это важно для низкопроницаемых заглинизированных коллекторов (Юрские отложения), где применение стандартной грязевой кислоты может привести к кратному уменьшению проницаемости вследствие образования вторичных осадков. ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало кислотные композиции Химеко ТК-2 и ТК-3 для терригенных коллекторов, которые обладают замедленной скоростью реакции.

Композиция Химеко ТК-2 обладает низким межфазным натяжением на границе с керосином, равным 0,45 мН/м, что значительно ниже, чем у грязевой кислоты с добавкой ПАВ, а также низкой коррозионной активностью (не более 0,17 г./м²-ч при температуре 20°С), что позволяет при ее применении не использовать специальную кислотоустойчивую технику.

В табл. 2 представлены результаты сравнительных экспериментов по фильтрации кислотных составов Химеко ТК-2, ТК-3 и грязевой кислоты с добавкой ПАВ в образцах керна - глинизированного песчаника проницаемостью менее 0,01 мкм².

Таблица 1. Изменение проницаемости до и после воздействия кислотными составами

Состав жидкости воздействия	Количество компонента, %	Проницаемость образца, мкм2	Изменение проницаемости, %
		До воздействия	После воздействия
HCl HF ПАВ	12 3 0,5	0,0146	0,0093	-36
HC1 HF ПАВ	3 0,5 1	0,0139	0,0092	-33
Химеко ТК-2	разбавление в воде 1:5	0,0087	0,0195	124
Химеко ТК-2	разбавление в воде 1:5	0,0021	0,0047	123
Химеко ТК-3	разбавление в воде 1:3	0,0145	0,0427	194

Кислотные обработки скважин могут приводить не только к увеличению продуктивности, но так же и к увеличению обводненности, что может значительно снизить эффективность, а в некоторых случаях и привести к отрицательным результатам. Одной из самых опасных причин роста обводненности после кислотных обработок является образование заколонных перетоков в результате растворения цементного камня. Применение кислотных составов Химеко ТК-2 и ТК-3 позволяет значительно снизить риск роста обводненности продукции скважин наибольшей скоростью реакции с цементным камнем обладает составы грязевой кислоты. Незначительно им уступают соляно-кислотные составы. Надо отметить, что, не смотря на меньшую скорость реакции, соляно-кислотные составы при взаимодействии деструктируют цементный камень. Образцы цементного камня после взаимодействия с соляной кислотой легко крошатся, в то время как с грязевой кислотой образцы остаются твердыми.

Наименьшую скорость реакции показала кислотная композиция Химеко ТК-2. Скорости реакции составов кислотной близкорасположенными водоносными горизонтами не опасаясь увеличения обводненности продукции вследствие образования заколонных перетоков.

Применение кислотной композиции Химеко ТК-2 при обработке низкопроницаемых коллекторов позволяет снижать обводненность за счет гидрофобизации порового композиции настолько незначительны, что их можно применять в скважинах с пространства. В результате воздействия Химеко ТК-2 из призабойной зоны пласта удаляется связанная вода, что приводит к увеличению проницаемости коллектора по нефти и ведет к снижению обводненности продукции.

Рис. 2. Изменения дебита нефти и обводненности продукции скважины 556 Харампурского месторождения (Южный купол) после воздействия кислотной композицией Химеко ТК-2

На рис. 2 представлена типичная картина изменения дебита и обводненности продукции после воздействия кислотной композицией Химеко ТК-2 на низкопроницаемые пласты. Как видно из рисунка в первый период после воздействия происходит интенсивный вынос воды из призабойной зоны, вследствие чего увеличивается обводненность при повышенном дебите жидкости. Второй период характеризуется снижением обводненности и вследствие чего растет дебит нефти, при неизменном дебите жидкости. И, наконец, третий период - период стабильной работы скважины, когда дебиты и обводненность продукции довольно продолжительное время практически не меняются.

Широта применения кислотной композиции Химеко ТК-2 позволяет использовать ее как универсальное средство при проведении геолого-технологических мероприятий, направленных на интенсификацию процесса добычи нефти.

Кислотная композиция Химеко ТК-2 обладает низкой коррозионной активностью (на уровне солевых растворов), что позволяет использовать ее в качестве перфорационной среды. Применение Химеко ТК-2 на юрских отложениях Харампурского месторождения позволило значительно повысить эффективность перфорации и реперфорации по сравнению с применением в качестве перфорационной среды - солевого раствора.

Кислотная композиция Химеко ТК-2 и ТК-3 широко применяется в ООО «РН-Пурнефтегаз», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз» в 2002-2008 годы:

проведено более 650 скважино-операций.

дополнительная добыча нефти более 870 тысяч тонн.

средняя продолжительность эффекта составляет более 6 месяцев.

успешность проведения обработок добывающих скважин составляет 74%.

2.3 Кислотные обработки в долго эксплуатируемых нагнетательных скважинах (значительные отложения АСПО и продуктов коррозии в призабойной зоне)

На месторождениях эксплуатируемых достаточно длительное время нагнетательные скважины значительно снижают приемистость. Применение стандартных кислотных составов не дает хороших результатов, так как не позволяет достаточно эффективно воздействовать на комплексные отложения (АСПО, окислы железа, неорганические соли, и др.).

ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало технологию для обработки нагнетательных скважин ОАО «Татнефть», время эксплуатации, которых составляет от 30 лет. В ходе разработки технологии были проведены работы по исследованию проб, полученных из призабойной зоны ПЗП нагнетательных скважин ОАО «Татнефть», загрязненных закачкой сточных вод. Проведены лабораторные исследования кислотных растворов и композиций по разрушению и растворению загрязнений, полученных из ПЗП. В результате исследований установлено, что вода из системы ППД ОАО «Татнефть» содержит большое количество железа (до 55,5 мг/л), в то время как в образцах из ПЗП железа мало (до 0,8 мг/л), откуда следует вывод, что железо, в виде комплексов загрязнений с АСПО, солями и глинами, остается в пористой среде. При обработке таких комплексных отложений соляной или грязевой кислотой могут образоваться нерастворимые осадки безвозвратно кольматирующие ПЗП.

Кислотная композиция на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118 имеет замедленную скорость реакции, что позволяет глубоко проникать в ПЗП и достаточно эффективно растворять загрязнения (рис. 3).

Рис. 3. Динамика скорости растворения глины кислотной композицией на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118 при температуре 80°С.



Рис. 4. Изменение проницаемости керна в процессе закачки рабочего раствора кислотной композиции на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118 при температуре 80°С

Фильтрационные исследования показали, что данный состав не образует осадков с пластовыми водами низкой и высокой минерализации при различных температурах и не образует эмульсий и осадков при взаимодействии с нефтью (рис. 4).

Технология включает три последовательные стадии:

- промывку скважины раствором Нефтенола К в подтоварной воде;

- кислотную ванну раствором соляной кислоты с добавкой Нефтенола К;

- обработку ПЗП кислотным раствором на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118.

Во время проведения работ были отобраны пробы из выкидной линии системы ППД к скважине 12899, а так же после промывки скважины соляной кислотой и после закачки ПАВ-кислотной композиции на основе сухокислоты СК-ТК-4, Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118, полученных после свабирования (рис. 5 в). На представленных фотографиях видно в пробе из линии ППД и в пробах после обработок наличие железа в больших количествах, это подтвердили и лабораторные исследования (таб. 2).

Рис. 5. Пробы из скважины 12899: а) из выкидной линии системы ППД; б) после промывки соляной кислотой; в) после закачки ПАВ-кислотной композиции

Таблица 2. Физико-химические характеристики проб из скважины 12899

После проведения кислотных обработок определяли приемистость скважин при давлении закачки, разрешенном на данной скважине. Результаты проведенных работ представлены в таблице 3.

Таблица 3. Результаты проведенных работ

При анализе истории работы всех нагнетательных скважин, прослеживается периодичность кислотных обработок в период до двух лет и затухающая приемистость скважин при каждой последующей стимуляции. Обработки по комплексной технологии позволили повысить приемистость скважин при сниженном давлении закачки.

2.4 Кислотные обработки высокотемпературных пластов (температура выше 100°С)

Применение соляной и грязевой кислоты в пластах с высокой температурой приводит только к отрицательным результатам. В таких условиях просто необходимо применять специальные кислотные составы, которые позволят эффективно обрабатывать пласт в условиях высоких температур.

Наша компания разработала состав на основе сухокислоты СК ТК-4, который позволяет эффективно повышать продуктивность скважин в пластах с температурой до 125°С.

С целью изучения влияния различных кислотных составов были проведены фильтрационные эксперименты на кернах Западно-Морозовского месторождения, предоставленные ООО «РН-Краснодарнефтегаз», при пластовой температуре 120-125°С, отвечающей геолого-физическим условиям IV горизонта. Фильтрационные эксперименты проводились на керне с остаточной нефтенасыщеностью, моделирующую призабойную зону пласта. На рис. 6 показан фильтрационный эксперимент проведенный с применением кислотной композиции на основе сухокислоты СК ТК-4, многофункционального ПАВ Нефтенола К и ингибитора коррозии ИКУ-118. Применение кислотной композиции Химеко СК ТК-4 позволило, увеличить проницаемость керна на 16%. В то время как другие кислотные композиции, не увеличивали проницаемость, а снижали ее. Так применение стандартной грязевой кислоты привело к снижению проницаемости на 54% от первоначальной.

Рис. 6. Изменение перепада давления при фильтрации реагентов через керн. Температура 125°С

Таблица 4. Изменение продуктивности скважин после обработки Химеко СК ТК-4

Проведенные исследования позволили рекомендовать кислотную композицию на основе сухокислоты СК ТК-4, многофункционального ПАВ Нефтенол К и ингибитора коррозии ИКУ-118 для применения в высокотемпературных пластах ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Промысловые испытания прошли на 2 скважинах Западно-Морозовского месторождения и 1 скважине Варавенского месторождения. Проведение кислотной обработки в высокотемпературный скважине №4 З. Морозовского месторождения позволило увеличить дебит нефти после не удачной соляно-кислотной обработки, на 2,1 т/сут, что наглядно показывает эффективность данной композиции в высокотемпературных пластах.

2.5 Кислотные обработки карбонатных коллекторов

Как показывает практика, проведение кислотных обработок в карбонатных пластах связано с различными осложнениями, которые могут значительно снизить эффективность операции за счет образования вторичных осадков гидрата окиси 3-х валентного железа и гипса после нейтрализации соляной кислоты, осадков АСПО и устойчивых эмульсий при контакте кислоты с нефтью, высокой скорости коррозии и т.д. Кислотные обработки в карбонатных коллекторах позволяют получать результаты, сопоставимые с результатами после проведения ГРП в терригенных пластах. Поскольку скорость реакции кислоты с породой в карбонатном коллекторе очень высока, необходимо закачивать соляную кислоту с увеличенной скоростью. Это может быть затруднено, так как при повышении скорости кратно возрастают потери давления на трение вследствие турбулизации потока. При этом сама соляная кислота фильтруется в высокопроницаемые трещины и каналы, через которые в скважину поступает в значительной степени обводненная продукция. Что бы уйти от этих недостатков ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало технологию, согласно которой закачиваются большие объемы соляной кислоты с добавлением ПАВ Нефтенола К марки НК-ФД поочередно с углеводородным гелем на основе комплекса гелирующего Химеко Н.

Углеводородные гели на основе комплекса гелирующего Химеко Н обладают высокими реологическими характеристиками, необходимыми для использования их в качестве отклоняющего агента и жидкости разрыва. Углеводородные гели не образуют осадков и эмульсий на контакте с кислотным раствором на основе ингибированной соляной кислоты с добавкой Нефтенола К.

Технология включает в себя последовательную закачку нескольких пачек кислотной композиции и углеводородного геля Химеко Н.

Этапы действия геля - отклонителя

отклонение кислоты от высокопроницаемых участков

перераспределение скоростей реакции кислоты в водонасыщенной и нефтенасыщенной породе

образование в качестве реакции кислоты, породы и геля - поверхностно-активного вещества

Действие продуктов реакции в качестве ПАВ:

гидрофобизация породы

улучшение притока нефти

Объемы кислоты и отклонителя выбираются исходя из следующих параметров:

Соляная кислота с добавлением Нефтенола К марки НК-ФД - от 2 до 4 м³ на 1 метр перфорации;

Гель Химеко Н - от 0,3 до 0,4 объемов соляной кислоты.

Число стадий / циклов обработки подбирается в зависимости от длины перфорационных интервалов.

Технология успешно прошла промышленные испытания на месторождениях Самарской области и республики Коми.

В 2007 году технология большеобъемной направленной кислотной обработки была испытана в ООО «РН-Северная нефть» - на Хасыреском, Нядейюском и Северо-Баганском месторождениях.

Рис. 7. Увеличение продуктивности скважин по нефти после проведения кислотных обработок

Всего было проведено 4 обработки скважин с применением отклонителя Химеко Н и 1 обработка без отклонителя. Объем соляноксилотной композиции составил от 38 до 50 м³, объем отклонителя от 18 до 28 м³. Попеременно было закачено от 3 до 10 пачек солянокислотной композиции и отклонителя.

Проведение большеобъемных кислотных обработок с отклонителем позволило значительно повысить дебиты скважин (рис. 7), кратность прироста составила от 1,4 до 5,4 раз. Надо отметить, что после месяца работы скважины увеличили дебит нефти за счет снижения обводненности продукции, а в скважинах 5016 Хасырейского месторождения и скважине 10 Нядейюского месторождения обводненности упали ниже значений до кислотной обработки. Это позволяет говорить о высокой эффективности образующегося ПАВ при взаимодействии кислоты и геля на основе комплекса гелирующего Химеко Н. При проведении большеобъемных кислотных обработок с отклонителем в сважине 85 (пласт О₂) Грековского месторождения (Самарская область) был использован состав углеводородного геля на нефти Покровского месторождения с использованием комплекса гелирующего Химеко Н и соляная кислота с добавкой многофункционального ПАВ Нефтенола К.

При проведении процесса в скважину пачками по 20 и 25 м³ был закачен кислотный раствор, а в качестве отклоняющего агента между пачками кислоты было закачено 11 м³ углеводородного геля. После обработки был получен дополнительный дебит нефти 109 т/сут, что указывает на эффективность примененной технологии и реагентов в данной скважине.

2.6 Осложненные кислотные обработки карбонатных коллекторов (образование эмульсий, АСПО, выпадение солей железа)

Проведение кислотных обработок в некоторых случаях связано с различного рода осложнениями, которые в значительной степени могут влиять на эффективность. Применение различных добавок позволяет предотвратить такие осложнения, как образование устойчивых во времени водонефтяных эмульсий, выпадение асфальтенов, смол и парафинов, образование не растворимых солей железа.

Образование стойких водонефтяных эмульсий и высоковязких масс при взаимодействии кислоты обязательно необходимо учитывать при проектировании обработок на месторождениях с тяжелыми и средними нефтями.

Проведенные исследования совместимости растворов соляной кислоты с нефтями различных месторождений Оренбургской и Самарской областей на предмет образования осадков и эмульсий, показали, что при взаимодействии соляной кислоты с нефтями образуются устойчивые эмульсии и осадки, которые после проведения кислотной обработки могут значительно снизить проницаемость призабойной зоны пласта и уменьшить продуктивность добывающих скважин. Добавка комплексного ПАВ Нефтенол К позволяет снять проблему образования осадков и ускорить процесс разделения эмульсий (табл. 5).

Наибольшие осложнения возникают в случае содержания в пласте, скважине или в самой соляной кислоте соединений 3-х валентного железа - при этом, при взаимодействии нефти и кислоты, после нейтрализации последней образуются объемные осадки АСПО и очень устойчивые эмульсии. Добавки одного Нефтенола К в состав кислоты бывает недостаточно для борьбы с этими проблемами. Существует стандарт компании TNK-BP по проведению кислотных обработок, где регламентируется при лабораторных испытаниях добавлять в раствор соляной кислоты 5 000 ррт ионов 3-х валентного железа и оценивать ее свойства при взаимодействии с нефтью на предмет осадков и эмульсий, при этом в методике используются растворы как свежей, так и отработанной кислоты. Проведение исследований по данному стандарту позволяет избежать негативного влияния окислов железа (ржавчины) на эффективность кислотной обработки.

Таблица 5. Результаты исследований взаимодействия кислотных составов с нефтями месторождений Оренбургской и Самарской областей

Исследования, проведенные ЗАО «Химеко-ГАНГ» позволили подобрать оптимальный состав солянокислотной композиции для карбонатных пластов Оренбургской области с температурой 75°С:

HCl 15% 1 м³

Ингибитор коррозии ИКУ-118 4 л

Стабилизатор железа Ферикс 20 кг

Нефтенол К 40 л

Применение стабилизатора железа Ферикс позволило значительно повысить эффективность кислотных обработок, а так же избежать проблем с подготовкой нефти на месторождениях ОАО «Оренбургнефть».

2.7 Кислотные обработки скважин после ГРП

Часто нефтегазодывающие предприятия сталкиваются с проблемой, когда после проведения ГРП продуктивность скважин значительно ниже, чем планировалось. В большинстве случаев это связано с тем, что внутри трещины и на ее стенках осталось.

Применение стандартных кислот и деструкторов (персульфатов, пероксидов) не эффективно, так как они достаточно быстро реагируют с загрязнениями, и их эффективность значительно падает в первые минуты закачки. При этом стандартные кислоты и деструкторы являются очень коррозионно-активными и токсичными веществами. Применение для удаления остатков геля специальных химических реагентов - энзимов, не оправдывает себя с экономической точки зрения. С целью устранения данных недостатков была разработана кислотная композиция Химеко ТК-4.

Кислотная композиция Химеко ТК-4 обладает низким межфазным натяжением, что позволяет легко фильтроваться в пористую среду и низким значением коэффициентом набухания глин (таб. 6).

Таблица 6. Физико-химические свойства кислотных составов

Исследования влияния кислотного состава Химеко ТК-4 на деструкцию гуарового геля ГРП позволили определить его высокую эффективность (рис. 8). При пластовой температуре 80°С в течение 15 мин происходит полное разрушение водного полисахаридного геля.

Различные кислотные составы после воздействия на трещину разрыва значительно снижают ее проницаемость вследствие растворения проппанта. Поэтому при проектировании кислотных обработок необходимо учитывать отрицательное воздействие на проводимость трещины после проведения кислотной обработки. Кислотная композиция Химеко ТК-4 растворяет проппант в 35 раз медленнее, чем грязевая кислота и в 3 раза медленнее, чем соляная кислота. Таким образом, можно рекомендовать применение рабочего раствора Химеко ТК-4 с деструктором ХВ для обработок скважин с целью сведения к минимуму отрицательных эффектов после ГРП, а именно в случае отсутствия притока нефти после ГРП в результате неполной деструкции водного полисахаридного геля.

Кислотная композиция Химеко ТК-4 прошла промышленные испытания в 2004-2005 годах на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» - на 2-х скважинах, ООО «РН-Юганскнефтегаз» - на 6 скважинах, ООО «РН-Пурнефтегаз» - на 5 скважинах.

Прирост в добыче нефти по обработанным скважинам составил от 11,2 до 48,3 т/сут. После проведения ГРП дебит быстро снижался с запускного значения до значения ниже, чем до проведения ГРП.

Рис. 8. Изменения вязкости геля ГРП до и после воздействия кислотной композицией Химеко ТК-4 в течение 15 минут при различных температурах

Это связано с постепенным снижением проницаемости трещины ГРП в результате кольматации ее не деструктировавшим гелем. С целью удаления остатков геля была проведена обработка кислотной композицией Химеко ТК-4, что позволило увеличить и стабилизировать дебит данной скважины.

2.8 Кислотные обработки на труднодоступных месторождениях (отсутствие баз для хранения химических реагентов)

В начале разработки новых месторождений при возникновении необходимости проведения кислотных обработок остро стоит проблема хранения и транспортировки кислот. Применение стандартных жидких кислот (соляной и грязевой) затрудненно, т.к. требует быстрого строительства баз хранения агрессивных жидкостей. С такими же проблемами сталкиваются промысловики при разработке небольших труднодоступных месторождений, где строительство отдельной базы хранения химических реагентов просто не рентабельно. В этих условиях наиболее эффективно использовать высококонцентрированные кислоты или кислоты в сухом виде.

ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало большое количество сухих кислотных составов и присадок для широкого диапазона пластовых температур (от до 20 до 140°С), и геолого-физических свойств пласта.

Сухие кислотные состава для замены соляной кислоты.

Для замены соляной кислоты на месторождениях с пластовой температурой не выше 60°С была разработана сухая кислота Химеко СК-А, а при температуре выше 60°С - сухая кислота Химеко СК-Б.

При взаимодействии сухокислотной композиции Химеко СК-А и СК-Б с карбонатными компонентами породы, происходит замедленная реакция, что позволяет глубоко воздействовать на пласт. Наличие в составе многофункционального ПАВ Нефтенола К (марка «СНК-30»), содержащего добавки предотвращающие набухание глинистых минералов, позволяет применять Химеко СК-А и СК-Б в заглинизированных низкопроницаемых пластах.

Для повышения эффективности кислотной обработки в скважину предварительно закачивается буферный раствор следующего состава:

Техническая вода - 1 м

ПАВ Нефтенол К (марка «СНК-30») - 5 кг

Сухие кислоты Химеко СК-А и СК-Б имеют почти в 10 раз меньшую скорость коррозии по сравнению с ингибированной соляной кислотой (таб. 14), поэтому применение данных кислот возможно без использования кислотного агрегата. Процесс закачки сухих кислот Химеко СК-А и СК-Б можно осуществить с помощью автоцистерны и насосного агрегата типа ЦА-320. Что является значительным преимуществом на новых и отдаленных месторождениях.

Низкое межфазное натяжение (таб. 7) позволяет рабочим растворам Химеко СКА и СК-Б избирательно проникать в нефтенасыщенные участки пласта увеличивая их проницаемость.

Таблица 7. Физико-химические свойства кислотных составов

Сухие кислоты Химеко СК-А и СК-Б по сравнению с соляной кислотой имеют ряд преимуществ:

кислоты находятся в сухом состоянии, что значительно упрощает транспортировку, а также хранение;

композиция имеет низкое межфазное натяжение, характеризующее легкость и глубину проникновения вглубь нефтенасыщенного пласта;