Обоснование мероприятий по повышению нефтеотдачи для пластов AC10, АС11 и АС12

ООО «Юганскнефтегаз» - одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий России, дочернее предприятие нефтяной компании «РОСНЕФТЬ», входящей в десятку самых мощных нефтяных компаний России, которое было создано на базе 4 НГДУ ООО «Юганскнефтегаз» (НГДУ «Мамонтовнефть», НГДУ «Юганскнефть», НГДУ «Майскнефть», НГДУ «Правдинскнефть») в 2004 году.

Приобское месторождение ЦДНГ-12, являющееся собственностью ООО «Юганскнефтегаз», открыто в 1982 г., введено в разработку в 1988 году. В административном отношении месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, в 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска (рисунок 1). В непосредственной близости к Приобскому расположены крупные, находящиеся в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское (20 км восточнее), Правдинское (57 км на юго-восток).

Месторождение относится к чрезвычайно сложным для освоения как с точки зрения разработки недр, так и работы на поверхности. Сложность в освоении месторождения заключается также и в том, что левобережная и правобережная части имеют самостоятельные инфраструктуры.

Левобережная зона охватывает южную часть лицензионного участка СЛТ. В пределах коренного левого берега, начиная с 1988 г., ведется разработка горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂.

На сегодняшний день эксплуатационное бурение ведется в пределах пойменного участка. Всего на 01.01.2005 года пробурено 1081 эксплуатационных скважин.

Рисунок 1.1 - Месторождения ООО Юганскнефтегаз

Правобережная зона занимает северную часть лицензионной территории месторождения. Начиная с 1999 года, ведется эксплуатация правобережного участка, разбуривание приостровной части.

Накопленная добыча нефти по месторождению на 01.01.2003 составила 28531 тыс.т., годовая добыча - 11883 тыс.т.

Месторождение по площади и разрезу изучено с разной степенью детальности. Сейсморазведочные работы на площади их проведения позволили выделить области распространения песчаных тел, их толщины, и тем самым увеличить степень достоверности прогнозов. Наименее разведан северный и северо-западный участок, занимающие территорию Горшковской площади, где пробурены единичные разведочные скважины и по редкой сети отработаны сейсмические профили МОГТ.

1.2 Состав и свойства пород-коллекоров

Коллекторы содержат в основном субкапиллярные и микрокапиллярные поры, доля капиллярных пор незначительна. Фильтрационно-емкостные свойства определяются составом глинисто-карбонатного цемента и формами его распределения. На месторождении выделяются два типа коллекторов: коллектор с рассеянной глинистостью и карбонатностью и микронеоднородный коллектор, представленный тонким переслаиванием песчаников или алевролитов с глинистыми или глинисто-карбонатными прослоями.

1.3 Состав и свойства пластовых флюидов

Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных нефтей изучались на образцах проб, отобранных из горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂. Исследование нефтей и газов выполнено специализированными подразделениями СибНИИНП и объединения «Юганскнефтегаз».

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5-2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС10, АС11, и АС12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6-С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов СН4-С5Н12, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС10) - 64,29 (пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350 С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%.

Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II Т1П2, пластов АС11 и АС12- II Т2П2.

Таблица 2 - Свойства нефти. Пласт АС₁₀

нефтяной скважина нефтеотдача пласт

Таблица 3 - Свойства нефти. Пласт АС₁₁

Таблица 4 - Свойства нефти. Пласт АС₁₂

1.4 Состояние разработки и фонда скважин

Состояние фонда скважин на 01.01.2003 г. выглядит следующим образом:

- на левом берегу насчитывается 579 скважин,

- на правом - 357.

Общий фонд скважин:

- 936 скважин, из них 7 разведочных;

- эксплуатационный фонд добывающих и нагнетательных скважин - 879,

- действующий - 762 скважины.

Согласно утвержденному проекту разработки к 2021 году на Приобском месторождении планируется пробурить 4214 скважин эксплуатационного фонда. Таким образом, на данный момент месторождение разбурено на 21%.

Общий фонд добывающих скважин на левобережном участке составляет 401 скважину, эксплуатационный - 397 скважин, действующий - 349 скважин. Всего в добыче на левом берегу перебывало 560 скважин. Доля скважин с дебитами нефти и жидкости менее 5 т/сут составляет 23% и 20% соответственно; доля скважин, дающих более 50 т нефти в сутки - 9%, жидкости - 17%. Обводненность продукции менее 5% всего у 21% скважин, обводненность выше 30% также у 21% действующего фонда скважин. Средние дебиты по нефти и жидкости на 01.01.2003 г. составляют 20 и 26 т/сут соответственно; средняя обводненность скважин - 19%. При этом отношение суммарной добычи воды к добыче жидкости составляет 26%.

На правом берегу нефть давали 337 скважин, из них 257 составляют общий фонд добывающих скважин. Из них в эксплуатации находятся 255 скважина, а в действующем фонде - 255 скважин.

Распределение действующего фонда по дебитам нефти и жидкости и обводненности продукции на 01.01.2003 г. приведено на рисунках 7 и 8. Средние дебиты на правобережном участке в несколько раз выше, чем на левобережном: 170 т/сут по нефти и 182 т/сут по жидкости.

Таблица 5 - Состояние фонда скважин Приобского месторождения (На 01.01.2003 г.)

Обводненность в среднем также значительно ниже: 6%. При этом подавляющее большинство скважин (82%) обводнено менее чем на 5%. Дебит менее 100 т/сут по нефти и жидкости имеют, соответственно, лишь 24% и 20% скважин. Около половины добывающих скважин действующего фонда имеют дебит по нефти выше среднего, в отличие от левого берега, где охарактеризовать таким образом можно лишь треть скважин.

Таким образом, Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных пластов и высокой степенью их неоднородности. Сложность в освоении месторождения заключается в том, что левобережная и правобережная части имеют самостоятельные инфраструктуры.

Кроме того, месторождение находится еще в начальной стадии разработки, однако достаточно значительный накопленный отбор нефти отмечался лишь по нескольким скважинам из общего количества отслеживаемых.

Наиболее благоприятно с работой добывающих скважин дела обстоят по горизонту АС₁₀. По этому горизонту в целом отмечается хорошее соответствие результатов эксплуатации скважин геолого-физическим свойствам. Низкая степень корреляции для двух других объектов эксплуатации свидетельствует о том, что для значительного количества скважин результаты их эксплуатации неадекватны исходным природным свойствам пластов в них, что позволяет говорить об определенном потенциале в эксплуатации многих скважин.

Одним из способов, направленных на повышение эффективности использования эксплуатационного фонда скважин и, тем самым, на увеличение технико-экономических показателей по добычи нефти являются методы воздействия на призабойную зону пласта, доминирующее положение из которых занимают физико-химические методы, в частности, кислотные обработки.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах, также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества, что соответствует условиям Приобского месторождения.

Снижение продуктивности добычных скважин происходит в ряде множества случаев, как: при бурении, в дальнейшем в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта, некачественной перфорации, при эксплуатации скважин, при проникновении в неё рабочих жидкостей во время различных ремонтных работ, - которые возникают еще на этапах освоения скважины и в дальнейшем продолжается в ходе ее эксплуатации. Вот почему кислотная обработка является приемлемым методом воздействия на призабойную зону.

2 СОЛЯНО-КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Типы загрязнения пласта

CaMg(CO₃)₂+4HCl=CaCl₃+MgCl₂+2H₂O+CO₂.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т.е. хлористый кальций СаС1₃ и хлористый магний MgCl₂, вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией извлекаются из скважины. Углекислый газ СО₂ также легко удаляется на поверхность.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в пористых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие длинные кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому соляно-кислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности, на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

Глубина проникновения кислоты в активном состоянии в пласт зависит от скорости реакции ее с породой. Установлено, что скорость реакции зависит от химического состава пород, от объема кислоты, приходящейся на единицу поверхности пород, от пластовых температуры и давления.

С повышением температуры, например с 20 до 60°С, скорость реакции, независимо от начальной концентрации кислоты, но в зависимости от состава горной породы, увеличивается в 1,5-8 раз. Следовательно, реакционная способность холодной кислоты гораздо меньше, чем теплой той же концентрации. Поэтому холодную кислоту можно закачать в пласт на значительное расстояние, сохранив ее активность.

С повышением давления скорость взаимодействия кислоты с породой уменьшается. В пластовых условиях на основании опытных данных установлены следующие приблизительные показатели уменьшения скорости взаимодействия кислоты с породами при различных давлениях:

- при 0,7 МПа время нейтрализации 15%-ной кислоты увеличивается примерно в 6-10 раз по сравнению со временем нейтрализации ее при атмосферном давлении;

- при 0,7-1 МПа происходит наиболее резкое, скачкообразное уменьшение скорости взаимодействия (время нейтрализации увеличивается в 30-35 раз);

- при 2-6 МПа скорость нейтрализации кислоты уменьшается примерно в 70 раз.

При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность с последующей промывкой.

Приготовление раствора соляной кислоты: концентрированную соляную кислоту разводят до заданного содержания на месте ее хранения (кислотная база) или непосредственно у скважины перед ее обработкой. Необходимо рассчитать количество воды и кислоты для приготовления раствора.

Фтористоводородную (плавиковую) кислоту применяют только в смеси с соляной кислотой. Такую кислотную смесь (глинокислоту) применяют для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников.

Фтористоводородная кислота растворяет часть силикатного материала, цементирующего и скелетного веществ пород пласта, поглощенного в процессе бурения или ремонтных работ глинистого материала или цемента, а также материалов, загрязняющих поверхность забоя в виде глинистой или цементной корки.

Соляная кислота, находящаяся в смеси с плавиковой, предупреждает образование в порах пласта геля кремниевой кислоты, а также обеспечивает более полное разложение силикатов.

По совокупности результатов исследований оптимальное число составных частей в глинокислоте следует принимать содержание HF - от 3 до 5 и содержание НСl - от 8 до 10%.

2.3 Пути повышения эффективности мероприятия

Если в растворе соляной кислоты содержатся примеси железа, то последнее выпадает в пористом пространстве пласта в виде гидрата окиси железа (объемистый мазеобразный осадок бурого цвета).

Фтористоводородная (плавиковая) кислота. Для обработок скважин применяют техническую плавиковую кислоту с содержанием HF не менее 40%, кремнефтористоводородной кислоты не более 0,4% и серной кислоты не более 0,05%.

Ингибиторы коррозии. Растворы соляной кислоты с содержанием НСl, равным 10% и выше, которые обычно применяют при обработках скважин, вызывают сильную коррозию металлического оборудования. Чем выше концентрация НСl в растворе кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. При этом помимо причинения прямого ущерба оборудованию скважины, все растворенное в кислоте железо неизбежно выпадает в форме объемистого осадка гидратных соединений окиси железа в поровом пространстве пласта.

Добавлением специальных реагентов к рабочим растворам соляной кислоты достигается ослабление коррозионной активности соляной кислоты в отношении металла, что обеспечивает удлинение срока службы оборудования и предупреждает выпадение в пласте осадка окиси железа.

В качестве ингибиторов применяются следующие реагенты.

Катапин-А - катионное поверхностно-активное вещество. При дозировке его в количестве 0,025% от общего количества кислотного раствора коррозионная активность последнего снижается в 45 раз. Этот реагент хорошо растворяется в кислотных растворах, а после нейтрализации кислоты каких-либо осадков в порах породы не образуется. Однако катапин-А при высоких температурах в скважине сильно снижает антикоррозионную активность. Поэтому при температуре 80-100°С и более рекомендуется применять другие реагенты.

Реагент И-1-А. Наибольшей активностью этот реагент обладает в смеси с уротропином. Так, при дозировке в 0,1% И-1-А и 0,2% уротропина коррозионная активность кислотного раствора снижается в 30 раз, а при дозировке 0,4% И-1-А и 0,8% уротропина - в 55 раз. Реагент И-1-А имеет большое преимущество перед катапином-А при обработке скважин с высокой температурой пласта, так как он не снижает своей антикоррозионной способности даже при температуре 130°С.

Уникод ПБ-5 - продукт конденсации анилина в присутствии формалина до молекулярной массы в пределах 400-600. Это - липкая темно-коричневая жидкость плотностью 1100 кг/м³.

По экспериментальным данным, коррозионное действие раствора соляной кислоты концентрацией 10% НСl при добавке 0,1% уникода снижается в 22 раза, при добавке 0,5% - в 42 раза.

Уникод полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, а тем более в сильноминерализованной. Поэтому из раствора соляной кислоты после того, как вся активность кислоты израсходуется на взаимодействие с породой, в порах пласта выделяется осадок в виде объемистой липкой массы. Это большой недостаток уникода ПБ-5 как ингибитора кислоты, предназначенной для кислотной обработки скважин. Поэтому уникод ПБ-5 рекомендуется применять лишь в исключительных случаях (при отсутствии других ингибиторов) при дозировке не выше 0,1%.

Некоторые ингибиторы коррозии (катапин-А и др.), попадая в пласт, обеспечивают снижение поверхностного натяжения на границе «нефть-отработанная кислота». Адсорбируясь на стенках поровых каналов, эти ПАВ облегчают отделение воды от породы и удаление продуктов реакции из пласта, что, в конечном счете, обеспечивает повышение эффективности обработок скважин. Поэтому добавка тех или иных ПАВ в солянокислотный раствор при обработках скважин обязательна. Рекомендуемые дозировки для большинства ПАВ составляют 0,3% для первой половины кислотного раствора и 0,1% для второй половины.

Помимо катионных ПАВ (катапин-А), для интенсификации кислотных обработок применяют и анионактивные вещества, такие как ОП-10, УФЭз и др.

Стабилизаторы. Стабилизаторами в условиях солянокислотных обработок скважин называются реагенты, добавляемые в раствор кислоты с целью предупреждения выпадения из него осадков окисного железа. Дело в том, что кислота, полученная с заводов, часто содержит повышенное количество железа - 0,5 - 0,7% и более. В дальнейшем содержание железа может значительно повыситься в процессе транспортирования и хранения кислоты вследствие коррозии металла, а также растворения продуктов коррозии на металлических частях оборудования и труб.

В качестве стабилизатора кислотного раствора применяют уксусную кислоту (СНзСООН), которая предупреждает выпадение осадков железа из раствора.

Кроме стабилизирующего действия, уксусная кислота является замедлителем реакции соляной кислоты с известняками, что также дает некоторый эффект для достижения конечной цели - продавливания кислоты на максимальное расстояние от ствола скважины с сохранением большей доли ее активности.

При небольшом содержании в солянокислотном растворе железа (0,1% и менее) рекомендуется добавлять в него 1% уксусной кислоты, при содержании железа до 0,5% добавляется 2% этой кислоты в пересчете на 100%-ную концентрацию.

2.4 Концентрация растворов кислоты