УВЕЛИЧЕНИЕ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

МЕСТОРОЖДЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ

МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО РЕАГЕНТА «МЛ-СУПЕР»

 

 

Волков В.А. (ООО «Дельта-Пром»),

Катеев М.В., Калинин Е.С., Кирьянова Е.В., Степаненко В.Ф.

(Самарский научно – исследовательский и проектный институт нефтедобычи

ООО «СамараНИПИнефть»)

 

 

Проблема повышения нефтеотдачи пластов в условиях естественного снижения извлекаемых запасов нефти на длительно разрабатываемых месторождениях с применением заводнения непосредственно связана с режимом эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, так как отбор и закачка регулируют объемы и равномерность извлечения нефти из пласта [1].

Особенное внимание следует уделить решение вопросу достаточной компенсации отбора закачкой на разрабатываемых площадях, так как, зачастую, проведение оптимизации работы фонда затруднительно по причине значительного снижения пластового давления, что обусловлено недостаточным количеством нагнетательных скважин, либо их низкой приемистостью.

Обеспечение заданного уровня закачки связано с характеристиками и параметрами призабойной зоны скважин. Воздействие на ПЗП включает практически три аспекта: удаление продуктов коррозии, воздействие на горные породы, а также на флюиды в ПЗП [1]. Кроме того, производительность скважин согласно формулам притока жидкости и газа можно повысить за счет увеличения разности между пластовым и забойным давлением (увеличение депрессии), снижения вязкости жидкости в пластовых условиях и путем уменьшения расстояний между скважинами.

Для проведения обработки используются следующие химреагенты: препарат моющий «МЛ-Супер», ТУ-2383-002-51881692-2000, сертификат соответствия № ТЭК RU ХПОЗ.Н00344; высокодисперсный порошок «Полисил-Супер» ТУ 2169-001-05793979-00, неионогенное ПАВ марки «Неонол АФ₉–12» ТУ 2483-077-05766801-98; соляная кислота ингибированная (24%-ная) ТУ 6-01-04689381-85-92, техническая вода.

Высокое межфазное натяжение жидкостей в призабойной зоне пласта затрудняет их извлечение из капиллярных каналов пористой среды, снижая рабочие дебиты. Наличие в порах газообразной фазы делает это явление более резко выраженным. Для снижения поверхностного и межфазного натяжений при обработке нагнетательных скважин рекомендуется применять поверхностно-активные кислотные растворы, которые содержат 0,1-1%, иногда даже 2-3% поверхностно-активного вещества («Неонол АФ₉ – 12»). Поверхностно-активный кислотный раствор повышает эффективность кислотной обработки, так как дает возможность кислоте более полно проникать в пустоты пористой среды и в тонкие каналы продуктивного пласта, удаляя нефть с поверхности породы и обеспечивая хороший контакт между кислотой и породой. Такой вид обработки изменяет также смачиваемость пород-коллекторов, предотвращает образование или разрушение эмульсии кислота – нефть, благоприятствует удалению из призабойной зоны отработанного кислотного раствора и продуктов реакции, включая твердые взвеси, предупреждая образование твердых компонентов или увеличение вязкости при контакте кислоты с нефтью.

Увеличение приемистости нагнетательных скважин объясняется тем, что при попадании «Полисила» в поровое пространство происходит сильная гидрофобизация поверхности. Это изменяет энергетику поверхностного слоя коллектора, обусловливая удаление рыхлосвязанной пластовой воды из ранее недренируемых или слабо дренируемых интервалов и зон пласта, что не позволяет воде в течение длительного времени блокировать коллектор в призабойной зоне. Кроме того, гидрофобизация породы препятствует диспергированию и набуханию содержащихся в пласте глинистых частиц в присутствии водного фильтрата. Это увеличивает эффективное сечение поровых каналов за счет снижения толщины гидратных оболочек физически связанной воды с гидратированной поверхностью глинистых частиц. С другой стороны, при обработке породы «Полисилом» ее поровое пространство приобретает органофильные свойства. Это снижает межфазное натяжение на границе нефть – порода – вода, в результате повышаются фазовые проницаемости для нефти и воды. Все эти факторы способствуют улучшению капиллярной пропитки и, в конечном счете, увеличивают скорость фильтрации закачиваемой воды [2].

ПАВ являются не только активными эмульгаторами, но и в значительной степени снижают адгезию глинистых частиц к породе продуктивного пласта. ПАВ «МЛ-Супер» является химическим реагентом, способным уменьшать межфазное натяжение между нефтью и водой, что обеспечивает эффект «вымывания» нефти из горных пород. К тому же ПАВ действует не только на изменение процессов, происходящих на контакте нефть – газ – вода – порода, но и на реологические свойства нефти.

Для увеличения приемистости используются две композиции. Составы и технология их применения были разработаны и экспериментально исследованы в институте «СамараНИПИнефть».

Экспериментальная часть

Экспериментальное изучение процесса фильтрации пресной воды в глинизированных коллекторах проводилось на модели элемента пласта, представляющей собой трубку тока длиной 22 см и диаметром 3,2 см. Трубка заполнялась смесью из 95% кварцевого песка и 5% монтмориллонитовой глины. Из трех основных типов глин - каолинит, гидрослюды и монтмориллонит – различных по степени набухания, в качестве глинистого компонента модели был выбран монтмориллонит, как обладающий наибольшей способностью к набуханию.

Модель элемента пласта вакуумировалась и насыщалась моделью пластовой воды (принципиальная схема узла вакуумирования и насыщения пластовой водой модели элемента пласта для определения пористости и объема пор представлена на рис.1). Водопроницаемость керна определялась по пластовой воде на фильтрационной установке фирмы «Gilson» (принципиальная схема узла фильтрации представлена на рис.2). Первоначально пластовая вода вытеснялась из трубки керосином (создание остаточной водонасыщенности), а затем керосин – пластовой водой (создание остаточной нефтенасыщенности). Так как степень набухания глинистых частиц зависит от минерализации закачиваемой воды, то в проводимых экспериментах для получения наибольшего эффекта в модель элемента пласта после создания остаточной нефтенасыщенности, закачивалась пресная вода, по которой определялась водопроницаемость. Полученная до закачки исследуемого состава водопроницаемость (К₁) сопоставлялась с водопроницаемостью после закачки химсоставов (К₂ и К₃). По отношению данных показателей (θ₁= К₂/К₁ и θ₂= К₃/К₁) делали заключение об эффективности того или иного химсостава или технологии его применения. В проведенных экспериментах объем закачиваемой оторочки химсостава составлял – 0,1 объема пор модели элемента пласта; линейная скорость фильтрации – 7 м/сут.

Как видно из таблицы 1 наилучшие результаты получены в опытах № 7 и 9. Так например, после прокачки кислотного «МЛ-Супер» было достигнуто увеличение исходной проницаемости в 2,17 раза, а при добавлении в этот же состав тонкодисперсного порошка «Полисил» - увеличение проницаемости составило 2,43 раза.

Промысловые испытания

По предлагаемой технологии с целью увеличения приемистости были обработаны 7 нагнетательных скважин НГДУ «Сергиевскнефть» («СН») и «Первомайнефть» («ПН») ОАО «Самаранефтегаз». Результаты промысловых испытаний представлены в таблице 2 и рис.3. Для увеличения приемистости были использованы следующие композиции:

Композиция 1 - Кислотная поверхностно-активная композиция (КПАК):

Неонол АФ₉ – 12 – 5,3%

Кислота соляная концентрированная – 47,3%

Вода техническая – остальное.

Композиция 2 - Поверхностно-активная композиция (ПАК):

«Полисил-Супер» - 1%

«МЛ-Супер» - 99%

Расход каждой композиции – не менее 1м³ на 1м перфорированной толщины пласта.

Реализация технологии происходит по следующей схеме:

Сначала закачивают кислотным агрегатом расчетное количество КПАК в НКТ при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку и продавливают находящуюся КПАК в НКТ в пласт расчетным количеством ПАК при максимально возможном давлении, не превышающем давления опрессовки эксплутационной колонны. ПАК продавливают технической водой агрегатом ЦА – 320 в объеме НКТ. По окончании работы скважину оставляют на реагирование на 2 часа и подключают к водоводу.

Технология позволяет активно растворять осадки солей, подавлять разбухание глинистой составляющей продуктивных пластов и высокоэффективно отмывать породу от адсорбированных на ней нефтепродуктов, тем самым делает возможным воздействие на неё соляной кислоты.

Успешность обработок ПЗП этими составами составила 90%.

Разработанная технология обработки нагнетательных скважин позволяет проводить операции как при ремонте скважины силами бригад КРС, так и при ее эксплуатации так называемым «бесподходным» способом.

Список литературы

1. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Кобяков Н.И., Муслимов Р.Х., Телин А.Г., Ким М.Б., Хазипов Р.Х. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 50с.

2. Грайфер В.И., Колесников А.И., Котельников В.А. и др. Возможность повышения конечного нефтеизвлечения за счет обработок нагнетательных скважин материалом «Полисил» // Нефтяное хозяйство. 1999. №5. С.44 – 46.

3. Калинин Е.С., Кирьянова Е.В., Степаненко В.Ф. К вопросу о применении моющего препарата «МЛ-СУПЕР» в технологиях по реагентной разглинизации продуктивных коллекторов // Интервал, №1, 2002 г., с.14-16.