Улучшение приемистости нагнетательных скважин

15 февраля 2017/ Нефть и газ

Безопасные порошкообразные реагенты

Технология увеличения приемистости водонагнетательных скважин систем поддержания пластового давления с использованием порошкообразных реагентов. Апробация технологии проведена на 4 нефтяных месторождениях Западной Сибири и 2 зарубежных месторождениях (это Украина и шельф Вьетнама). Результаты применения показали высокую эффективность обработки призабойной зоны скважин: темп нагнетания по 36 скважинам был увеличен в среднем в 2,6 раза.

По сложившейся промысловой практике для заводне­ния продуктивных пластов с целью поддержания пластового давления используют поверхностные, подземные 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 перфорирован­ной прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. На практике состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и неорганического происхождения.

Жидкости для борьбы с кольматацией

Традиционно для удаления кольматирующих образо­ваний нагнетательных скважин используют соляно-кислотные и глинокислотные растворы.

Несомненным преимуществом глинокислотных растворов является способность переводить в раство­ренное состояние алюмосиликаты, слагающие гли­нистые минералы. Вместе с тем при определенных условиях в процессе обработки в прискважинной зоне возможно образование различных нераство­римых соединений, закупоривающих поровое про­странство продуктивных пород.

Соляно- и глинокислотные растворы 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.

Альтернативные порошкообразные реагенты

Как альтернативный вариант предлагается технология увеличения приемистости нагнетатель скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов двууглекислой с NaHCО3 концентрацией 8% с добавкой ПАВ и бисульфата натрия водного NaHSО4 х Н20 концентрацией 10% с добавкой ПАВ 0,3%.

В результате воздействия технологических растворов на прискважинную зону скважин происходит как растворение, так и разрушение кольматирующих образований и перевод их из агрегатного состояния в тонкую пелитовую фазу, легко удаляемую из скважины после обработки. При взаимодействии порошкообразных реагентов с кольматирующими образова­ниями не происходит вторичного выпадения твердой фазы и образо­вания коллоидальных систем.

Схематично воздействие тех­нологических растворов на прискважинную зону для раство­рения и разрушения кольматирующих образований выглядит следующим образом.

В результате гидролиза NaHCО3 в водной среде создается щелочная среда с концентрацией гидроксид-ионов, достаточной для выщелачива­ния из карбонатов кальция (1) — (3).

Далее основная действую­щая сила раствора заключается в выщелачивании кальция из кар­бонатов по схеме (4). В итоге дей­ствует реакция (5).

Таким образом, в водной фазе раствора присутствуют толь­ко гидроксиды натрия и кальция, а также неустойчивая в водных растворах угольная кислота.

Интенсивность реагентных обработок нагнетательных скважин

№ скважины/ куста

До обработки

После обработки

Увеличение Q,

 

 

Q, м3/сут

Р, МПа

Q, м3/сут

Р, МПа

раз

Яунлорское месторождение

1209/443

115

13

295

10

2,6

1404/410 Б

75

14

225

10

3

1262/443

80

13

230

10

2.9

47/422

70

10

240

10

3,4

256/422

80

13

280

10

3,5

733/444

20

13

170

10

8,5

710/430

85

13,5

170

10

2

1282/456

80

13

180

10

2,2

1199/465

75

13,5

200

10

2,7

1247/458

115

13,5

360

10

3,1

913/465

115

13,5

280

10

2,4

1413/479

40

12,5

140

10

3,5

1415/425 Б

отс.

-

180

10

-

1006/411

110

14

140

10

1.3

71/420

100

13

280

10

2,8

652/441

80

13

190

10

2,4

681/431

115

14

220

10

1,9

255/425

80

13

380

10

4,7

1298

60

13

120

10

2

111 Б

75

13

130

10

1.7

Мыхпайское месторождение

559

240

15

480

13

2

569

150

14

500

12

3,3

511

100

16,5

360

12

3,6

Лянторское месторождение

6569

115

14

650

12

5,6

Муравленковское месторождение

7481

140

13

290

13

2,4

5208

170

12

200

12

1,2

407р

120

12

180

13

1,5

5441

150

13

280

13

1,9

3866

140

11

280

11

2

Луквинское месторождение (Украина)

38

47

12

125

12

2,6

52

52

14

144

14

2,8

53

20

14

43

14

2.1

41

53

13

84

13

1.6

Месторождение Белый Тигр (шельф Вьетнама)

145/7

155

19,5

240

18

1,5

1004/10

120

22,9

523

19,5

4,3

62/6

80

21,7

233

20,8

2,9

таблица 1


ФОРМУЛЫ:

1NаНСО3 → Na+ + Н+ + СО3-

2Н20 → Н+ ОН-

3NaHCO3 + Н2О → Na+ + ОН- + Н2СО3

4СаСОз + 2OН- → Са2+ + 2OН- + СОз2-

5NaHCO3 + СаСО3 + ЗН2О → NaOH + Са(ОН)2 + 2Н2СО3


Область применения технологии

На основе анализа результатов обработок нагнетательных сква­жин были сформулированы следу­ющие ограничения на применение данной технологии:

  1. Продуктивный пласт при­урочен к терригенным поровым коллекторам и трещиноватым кри­сталлическим породам.
  2. Термобарические условия про­дуктивного пласта по опыту обрабо­ток скважин: температура не более 140°С, давление не более 36 МПа.

Технологические растворы через буфер подаются в пласт и выдер­живаются там в течение 2 — 4 часов. При карбонатности коллектора свыше 5% в пласт первым подается раствор двууглекислой соды.

Результаты применения

Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии произ­водились на месторождениях Запад­ной Сибири в Широтном Приобье (Яунлорское, Мыхпайское, Лянторское месторождения), на Муравленковском (ЯНАО), Луквинском (Украина) месторождениях и на шельфе Вьетнама (Белый Тигр). Результаты обработок представлены в таблице 1.

В Широтном Приобье обработки скважин про­изводили на Яунлорском, Мыхпайском и Лянторском месторождениях, приуроченных к Сургутскому и Нижневартовскому сводам.

Здесь мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощность около 3000 м и нефтегазоносность связа­на с отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и нижневартовская свиты).

Залежи выявлены в 16 пластах на глубинах от 1800 до 2900 м с коллекторами порового типа. В минера­логическом составе цемента песчаников преобладает глинистая составляющая (каолинит-гидрослюдистый, хлорит-кальцитовый цемент).

Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27%, проницаемость коллекторов варьируется в широ­ких пределах — от 0,8 до 500 мД, пластовая температу­ра — от 70 до 100°С. На месторождениях Широтного Приобья речные воды закачиваются в пласты практи­чески без удаления взвеси и коллоидных частиц. Вся содержащаяся в них взвесь отфильтровывается в пер­форированной околоскважинной зоне нагнетатель­ной скважины, что снижает приемистость скважины. Межремонтный период скважин после их обработки глинокислотными растворами составляет 4 — 6 месяцев.

Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьск в зоне Среднеобской и Надым-Пурской нефтеносных областей. Оно приу­рочено к брахиантиклинальной складке простирания с более крутым восточным крылом. На месторожде­нии открыты одна газовая в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях.

Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глуби­нах 2450 — 2660 м и приурочены к верхней части мегион-ской свиты. Эти залежи представлены 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 мД, расчлененности 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81 — 84°С.

Луквинское месторождение расположено в Предкарпатском прогибе и приурочено к Луквинской 42 складке, представленной антиклиналью, осложненной серией поперечных нарушений.

Нефтяная залежь вскрыта на глубине 1200-1500м 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 изменялась от 6 до 15%. Проницаемость высокопористых глинистых разностей достигает 30 — 70 мД.

Особенностью залежи является высокая степень насыщения нефти парафином (7 — 12%) и селикагелевыми смолами (10—15%). При пластовой температуре 38 — 41°С имеются все предпосылки для выпадения парафина в пласте, поэтому для поддержания планового давления в залежь нагнетается горячая вода при температуре на устье скважины 70 — 80°С.

На месторождении Белый Тигр  в песчаниках нижнего олигоцена была произведена на обработка 3 скважин. Усредненные геологические показатели объекта разработки: глубина 4200 м, коэффициент проницаемости 30 мД пла вая температура 140°С, пластовое давление 32,4МПа 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 с до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем до 90% примесей имеет размер в пределах 1—4 мкм. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидрооксиды 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 nopод.

Заключение

Разработанная технология увеличения приемистости нагнетательных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов может быть рекомендована к применению на сухопутных и морских нефтяных месторождениях, продуктивные пласты которых приурочены к терригенным пороговым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам, а также характеризуются определенными термобарическими условиями (Т < 140°С, Р < 36 МПа). Результаты промысловых испытаний на 6 нефтяных месторождениях показали высокую эффективна применения этой технологии: на 36 нагнетательных скважинах среднее приращение расхода нагнетания составило 155 м3/сут, что соответствует увеличения приемистость скважин в среднем в 2,6 раза.