Применение новых способов повышения дебита скважин by Андрей Гурьянов

Техника и технология добычи нефти УДК 622.276.6

Применение новых способов повышения дебита скважин на поздней стадии разработки Оренбургского месторождения Н.А. Гафаров, И.Ш. Кувандыков, А.В. Тен, В.Н. Николаев (ООО «Оренбурггазпром»), Ш.А. Гафаров (УГНТУ)

П П

ри решении задачи, связанной с интенсификацией добычи нефти из скважин Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) в условиях прогрессирующего падения пластового давления, коллективом авторов ООО «Оренбурггазпром» был разработан и заявлен в Роспатент способ, касающийся интенсификации добычи из низкопродуктивных нефтяных скважин. Этот способ заключается в том, что для создания однофазного режима фильтрации пластовой нефти искусственно снижают давление ее насыщения газом. В процессе эксплуатации в призабойной зоне скважин поддерживают повышенную по сравнению с первоначальной концентрацию жидких углеводородов С5+ путем их периодической или постоянной закачки в пласт. Периодическую закачку осуществляют в составе гидрофобной микроэмульсии, содержащей 0,1-0,4 частей водной кислотообразующей фазы, диспергированной соответственно в 0,60,9 частях углеводородов. Применение этой микроэмульсии основано не на сохранении, а на естественном процессе ее старения и разложения в пластовых условиях с выделением свободной кислоты, реагирующей с породой. Водная фаза гидрофобной микроэмульсии представляет собой весьма тонкую (измеримую с микропорами и микротрещинами пласта) дисперсию взаимно изолированных чередующихся глобул с растворенными компонентами А и В водных фаз 1 и 2 гидрофобной кислотообразующей эмульсии (ГКЭ). Последние способны после старения и разрушения микроэмульсии в пластовых условиях реагировать между со-

Use of new ways of well production increase at a late stage of development of the Orenburgskoye deposit

N.A. Gafarov, I.Sh. Kuvandykov, A.V. Ten, V.N. Nikolaev (Orenburggazprom OOO), Sh.A. Gafarov (Ufa State Oil Technical University)

The way of an intensification of an oil output from low yield oil wells is considered. The scheme of preparation of hydrophobic acid-forming emulsion and its action in bottomhole formation zone is submitted. Results of wellbottom zones treatments are given.

бой при взаимном контакте с образованием свободной кислоты, что позволяет осуществлять более глубокий охват призабойной зоны пласта (ПЗП). По истечении «времени жизни» закачанной в ПЗП гидрофобной кислотообразующей эмульсии химическая реакция выделившейся свободной кислоты с породой приводит не только к расширению существующих «проходных» микропор и микротрещин, по которым к скважине притекает нефть, но и к образованию множества новых тупиковых микропор, сообщающихся с порами и трещинами нефтяного коллектора. Таким образом, основная часть жидких углеводородов С5+, поступивших глубоко в призабойную зону в составе ГКЭ, после ее распада и реакции с породой заполняет вновь образованные тупиковые микропоры и после ввода скважины в эксплуатацию продолжительное время воздействует на притекающую нефть, снижая ее вязкость и давление насыщения при однофазной фильтрации через низкопроницаемую пористую среду. Другая же часть углеводородов С5+, освободившихся из эмульсии в «проходных» порах и микротрещинах, при последующем поршневом вытеснении назад притекающей из пласта нефтью отмывает ПЗП от накопившихся асфальтосмолопарафиновых веществ, что дополнительно стимулирует приток пластовой нефти. Обработка ПЗП нефтяных скважин углеводородами С5+

Работы по интенсификации добычи нефти проводились в соответствии с «Временным регламентом на обработку ПЗП нефтяных скважин ОНГКМ углеводородами С5+ в составе гидрофобной кислотообразующей эмульсии и на основе масла абсорбции с добавкой ингибитора АСПО», принятым в ООО «Оренбурггазпром». На рис. 1 представлены стадии получения гидрофобной микроэмульсии. На стадии I в среде жидких углеводородов С5+ при нагревании до температуры 5060 °С растворяют специально подобранный эмульгатор - кубовые остатки производства синтетических жирных кислот (СЖК) фракции С20 и выше. Охлажденный углеводородный раствор эмульгатора делят на две части. На стадии II в первой части полученного углеводородного раствора СЖК эмульгируют в качестве компонента А водный 25 %-ный раствор хлористого аммония, во второй части в качестве компонента В - технический формалин. После стабилизации дисперсных систем кальциевыми или натриевыми мылами СЖК получают весьма устойчивые промежуточные гидрофобные эмульсии 1 и 2, время существования которых может регулироваться до нескольких суток в зависимости от концентрации эмульгатора, состава водной фазы и степени ее дисперсности. На стадии III перед обработкой скважины эмульсии 1 и 2, находящиеся в отдельных емкостях, смеши-

Техника и технология добычи нефти Для получения максимального количества кислоты после разложения эмульсии при ее приготовлении должны соблюдаться следующие условия: • концентрация компонентов А и В в водной фазе промежуточных эмульсий 1 и 2 (см. рис. 1) соответствует их растворимости при данной температуре; • объемное содержание водной фазы в промежуточных эмульсиях 1 и 2 составляет 10 40 %; • при получении ГКЭ смешиваются эквивалентные количества промежуточных эмульсий 1 и 2 с учетом уравнения химической реакции между компонентами А и В. Стабилизация промежуточных эмульсий 1 и 2 после эмульгирования водной фазы Рис. 1. Схема приготовления и действия ГКЭ в призабойной зоне в углеводородной среде (конденсате или масле абсорбции) достигается на границе раздела фаз путем обработки свежеприготоввают и получают сложную микроэмульленной гашеной известью и перевода сию с чередующимися глобулами компоСЖК в нерастворимые кальциевые мыла нентов А и В. Время существования готопо реакции вой ГКЭ достигает нескольких часов, что 2CnH2n+1COOH + Ca(OH)2 → достаточно для ее глубокой закачки в ПЗП, и регулируется рецептурой. На ста(CnH2n+1 COO)2Ca + 2 H2O, (1) дии IV после закачки в пласт и разрушегде n = 20-25. ния микроэмульсии глобулы водной фазы Омыление СЖК проводят с учетом их деблокируются, компоненты А и В реагикислотного числа (100-120). Полученная руют между собой с образованием соляэмульсия не горит при контакте с открыной кислоты. На стадии V соляная кислота тым пламенем и устойчива к отрицательвзаимодействует с карбонатами пористоным температурам до - 25 °С. Была разратрещиноватого коллектора, и во вновь соботана серия рецептур ГКЭ, получаемой зданных микрокавернах и «тупиковых» по вышеописанной схеме, в которых в капорах защемляется освободившийся из честве компонента А использовали техниэмульсии углеводородный конденсат. ческий формалин плотностью 1,11 г/см3, Для создания таких микрокаверн в гора компонента В – 25 %-ный раствор хлоных породах, сложенных не только карристого аммония плотностью 1,07 г/см3. бонатами, но и песчаниками, при пригоВ табл. 1 приведен состав четырех образтовлении микроэмульсии в качестве комцов ГКЭ, стабилизированной кальциевыпонента А целесообразно использовать ми мылами СЖК, а в табл. 2 – расход мане чистый хлористый аммоний, а его териалов на их приготовление в промысмесь со фторидами аммония, которые словых условиях. Исходной углеводородспособны реагировать с компонентом ной средой служил 8%-ный раствор кубоВ с выделением фтористоводородной кивого остатка производства СЖК С20+ в угслоты, разрушающей диоксид кремния. леводородном конденсате плотностью При закачке в пласт жидких углеводоро0,79 г/см3. Принятый диапазон объемных дов С5+ расходуемый на приготовление долей водной фазы (10-40 %) в рецептурах эмульсий 1-4 обусловлен тем, что при эмульсии конденсат или масло абсорбции их увеличении более чем на 40 % резко не теряются, а после повышения массовой возрастает вязкость системы (особенно концентрации углеводородов С5+ в ПЗП при отрицательных температурах), а при до заданного уровня, например, от 85 до уменьшении ниже 10 % снижаются содер90 %, будут улавливаться на установке поджание кислотообразующих компонентов готовки нефти вместе с отсепарировани эффективность обработки пласта. Вязной нефтью и выделившимся из жирного кость полученных эмульсий при темперагаза конденсатом.

туре 20 °С колеблется в пределах 15-80 мПа⋅с. Регулирование и расчет плотности эмульсии проводятся по соотношению фаз. Плотность кислотообразующей микроэмульсии, состоящей из Ф1 объемных процентов первой водной фазы, Ф2 объемных процентов второй водной фазы и (100-Ф1-Ф2) процентов углеводородной среды (т.е. раствора СЖК С20+ в масле абсорбции или углеводородном конденсате), рассчитывается по формуле ρэм = 0,01 [ Ф1 ρф1 + Ф2 ρф2 + + (100-Ф1-Ф2) ρо], (2) где ρф1, ρф2, ρо - плотность соответственно первой, второй водной фазы и органической среды (раствора СЖК С20+ в углеводородном конденсате). Для контроля качества гидрофобной кислотообразующей микроэмульсии в пипетку Мора сверху помещают несколько крупинок известняка (или соды) и набирают свежеприготовленную эмульсию. Если кислотообразующие компоненты внутренней водной фазы надежно взаимно блокированы углеводородной средой, то эмульсия не вытекает из пипетки, закрытой сверху. Микроэмульсию неудовлетворительного качества (т.е. без запаса «времени жизни») невозможно подобным образом удержать в пипетке, так как газ, выделяющийся при реакции мгновенно образующейся кислоты с карбонатами, компенсирует вакуум, создаваемый столбиком жидкости. Этот экспресс-прием особенно удобен в промысловых условиях и может служить дополнением к известному прибору для определения электростабильности гидрофобных эмульсий. Время существования полученных образцов эмульсии контролируется как визуально (по расслоению на 25 %), так и указанным методом электростабильности (по снижению напряжения электрической стабильности от 220 до приблизительно 10 В). При приготовлении каждой из промежуточных эмульсий 1 и 2 до их смешения оборудование обвязывается по схеме, приведенной на рис. 2. В емкости агрегата 1 готовят 3,5 м3 водного раствора компонента А (25%-ный водный раствор хлористого аммония плотностью 1,07 г/см3), а в закрытой емкости 4 для готовой эмульсии предварительно диспергируют в 14 м3 масла абсорбции (или углеводородного конденсата) 8 %-ный углеводородный раствор кубовых остатков СЖК С20+ плотностью 0,79 г/см3. Для этого в масле абсорбции или стабильном конденсате при нагревании до температуры 50-60 °С с помощью паропередвижной установки (ППУ) и круговой циркуляции,

Техника и технология добычи нефти вающий патрубок которого снабжен фильтром, в циркулирующий поток эмульсии 1 и продолжают перемешивание агрегатом 2 в течение 2 ч до полного омыления СЖК и стабилизации системы. После приготовления эмульсии 1 приступают к получению эмульсии 2. Для этого через гидроактиватор 3 агрегатами 1 и 2 одновременно продавливают 37%-ный раствор технического формалина в количестве 2,52 м3 и 6 м3 охлажденного углеводородного раствора СЖК до тех пор, пока не израсходуется все приготовленное количество водной фазы. При этом агрегат 2 также осуществляет непрерывную круговую циркуляцию образующейся гидрофобной эмульсии в теРис. 2. Схема получения гидрофобной эмульсии в чение всего периода ввода водной фазы. промысловых условиях Эмульсию 2 стабилизируют второй частью водной суспензии гашеной извести создаваемой агрегатом 2, растворяют рас- аналогично эмульсии 1. Получение готовой к обработке ПЗП кичетное количество (0,88 т) СЖК С20+. Полученный 8%-ный углеводородный рас- слотообразующей эмульсии возможно как твор кубовых остатков СЖК С20+ делят на на земной поверхности (путем смешения две части, для этого 6 м3 раствора перека- эмульсий 1 и 2 в 20 м3 емкости), так чивают в малую (10 м3) емкость для после- и в стволе скважины смешением потоков эмульсий непосредственно в процессе задующего приготовления эмульсии 2. Для получения промежуточной эмуль- качки в ПЗП через гидроактиватор с помосии 1 через гидроактиватор 3 агрегатами 1 щью двух агрегатов. Хотя по первому ваи 2 одновременно продавливают водный рианту для перемешивания и немедленраствор хлористого аммония и остаток ной закачки готовой эмульсии в пласт треохлажденного углеводородного раствора буется только один агрегат, второй вариСЖК (8 м3) до тех пор, пока не израсходу- ант является более надежным, так как полется все приготовленное количество вод- ностью исключает разложение ГКЭ в ствоной фазы (3,5 м3). При этом агрегат 2 осу- ле скважины до задавки в пласт из-за возществляет непрерывную круговую цирку- можных остановок агрегатов по техничеляцию образующейся гидрофобной ским причинам. Во время приготовления эмульсии в течение всего периода ввода гидрофобной эмульсии необходимо руководной фазы. Этот методический прием водствоваться теми же положениями техпозволяет постепенно наращивать содер- ники безопасности, которые предусмотрежание водной фазы и получать гидрофоб- ны при работе с нефтью и нефтепродукную эмульсию высокого качества. Далее тами. Каждая из промежуточных эмульсий эмульсию стабилизируют путем реакции 1 и 2 при необходимости легко разбавляомыления СЖК с кислотным числом 100- ется углеводородным конденсатом (со 120 свежеприготовленной гашеной изве- снижением вязкости и плотности), сохрастью Са(ОН)2. Процеженную через сито няет устойчивость в течение периода не водную суспензию гашеной извести вво- менее суток. Время существования готодят с помощью агрегата 1, подающего ее вой к обработке пласта составной кислов гидроактиватор при продолжающейся тообразующей микроэмульсии должна сокруговой циркуляции. Согласно расчету ставлять не менее 2 – 3 ч. В табл. 3 приведены результаты обрабодля омыления каждой тонны СЖК с кислотным числом 120 требуется 79,3 кг ток ПЗП нефтяных скважин углеводородаСа(ОН)2, которые можно получить гаше- ми С5+. Таблица содержит всю оперативнием 60 кг СаО. Однако с учетом того, что ную информацию по обработке девяти техническая негашеная известь содержит низкопродуктивных нефтяных скважин посторонние примеси, количество нега- углеводородами С5+ на основе масла абшеной извести для приготовления водной сорбции, а также С5+ в составе гидрофобсуспензии следует увеличить до 100 кг. По- ной кислотообразующей эмульсии лученную водную суспензию гашеной из- (скв. 760н, 14054н). Из нее видно, что обвести делят на две равные части для стаби- работка призабойной зоны нефтяных лизации эмульсий 1 и 2. Первую часть све- скважин гидрофобной кислотообразуюжеприготовленной водной суспензии га- щей эмульсией (скв. 760н и 14054н) пришеной извести вводят агрегатом 1, всасы- водит к временному резкому увеличению

газосодержания притекающей нефти за счет реакции образовавшейся кислоты с карбонатами коллектора, а также с твердыми сульфидами и полисульфидами с выделением соответственно CO2 и H2S. Эффективность обработок нефтяных скважин углеводородами С5+ на основе масла абсорбции в среднем несколько ниже эффективности обработок С5+ в составе ГКЭ, однако технология приготовления ГКЭ в промысловых условиях более сложная и трудоемкая, особенно в холодный период. В дальнейшем планируется усовершенствовать рецептуру ГКЭ, заменив в ней технический формалин менее токсичным химическим реагентом. Понятие о газосодержании пластовой нефти не следует полностью отождествлять с понятием об эксплуатационном газовом факторе, который определяется по добыче нефти и газа за определенный срок. Поэтому различают начальный газовый фактор (отношение добычи газа и нефти за первый месяц или квартал), текущий (за любой ограниченный срок) и средний (с начала разработки до любой произвольной даты). Газовый фактор определяет основные эксплуатационные характеристики нефтяных скважин, поскольку непосредственно влияет на материальный баланс и свойства добываемой углеводородной продукции. При этом на начальном этапе поздней стадии разработки газовый фактор скважин временно увеличивается до определенного максимума, а затем должен быстро снизиться вследствие неизбежного истощения ресурсов растворенного в нефти газа. В этих условиях любые искусственные изменения в режиме работы скважины уже не могут привести к однофазному состоянию нефти на забое и теоретически невозможно отобрать представительную глубинную пробу, отражающую реальные свойства пластовой нефти, включая ее интегральную характеристику - молярную массу. Для оперативного и точного контроля за газосодержанием добываемой нефти без проведения трудоемких и дорогостоящих исследований по установлению газонефтяного отношения на разных режимах (а при их проведении - как дополнительный способ контроля) в газопромысловом управлении ООО «Оренбурггазпром» принята «Временная инструкция по определению текущего газосодержания пластовой нефти, притекающей к скважинам ОНГКМ на поздней стадии разработки». Метод, изложенный в инструкции, базируется на том, что на поздней стадии разработки нефтяной залежи без поддержания пластового давления, когда давление насыщения ps становится равным пластовому

Техника и технология добычи нефти му для установления достоверного значения молярной массы газа после сепарации пластовой нефти Мг.с необходимо из нестабильной нефти лабораторным способом дополнительно выделить минимальное аналитическое количество нефтяного газа без примеси газлифтного, который ранее был растворен именно в поступающей в скважину пластовой нефти. Расчетная формула для вычисления по указанным параметрам газосодержания пластовой нефти имеет следующий вид:

и далее снижается вместе с ним, единственным способом получить достоверные сведения о текущих параметрах пластовой нефти, в том числе о ее газосодержании, является физическая рекомбинация пластовой углеводородной системы, периодически осуществляемая для каждой нефтяной залежи (например, раз в два года) с помощью установки высокого давления. На основе материального баланса всей уг-

леводородной системы автором инструкции установлена и приведена в сборнике трудов ВНИГНИ (1990 г.) коррелятивная связь между газосодержанием пластовой нефти и молярными массами пластовой и сепарированной (дегазированной) нефти, а также газа сепарации (или нефтяного газа). При газлифтной эксплуатации нефтяных скважин газ сепарации может содержать примесь газлифтного газа. Поэто-

[24,04 ⋅ 103 ⋅ (Мс.н-Мп.н)]

(3) . [Мс.н ⋅ (Мп.н-Мг.с)] Результаты расчета по ней текущего газосодержания пластовых нефтей для семи скважин каменноугольной и ассельской залежей Оренбургского месторождения приведены в табл. 4. Рассмотренный способ интенсификации добычи из нефтяных скважин включает возможность постоянной подкачки в ПЗП углеводородов С5+ в процессе эксплуатации скважины с горизонтальным стволом. Для этого предполагается предварительно пробурить выше пакера вспомогательный ствол вокруг горизонтальной части скважины и углеводороды закачивать из межколонного пространства через этот ствол. При практической реализации Г=

*Обработка углеводородами С на основе масла абсорбции с добавкой ингибитора отложений парафина. 5+ **Обработка гидрофобной кислотообразующей эмульсией. ***Газосодержание, определенное параллельно по исследованию кондиционной глубинной пробы, составило 170,2 м3/т сепарированной нефти.

Техника и технология добычи нефти

*По анализам перед обработкой кислотообразующей эмульсией 16.10.01 г. **По результатам исследования глубинных проб пластовой нефти, отобранных 16.06.99 г., когда существо-

вала разность между текущим пластовым давлением (18,8 МПа) и усредненным для двух кондиционных глубинных проб значением рs (17,8 и 17,9 МПа). ***По рекомбинации пластовой нефти каменноугольной залежи в августе 2000 г. ****По рекомбинации пластовой нефти ассельской залежи в августе 2000 г.

Примечание. Скв. 14054н и 760н обработаны углеводородами С5+ в составе ГКЭ, остальные скважины – жидкими углеводородами С5+ на основе масла абсорбции.

такого технического решения следует рассчитывать не только на постоянство возросших дебитов за счет непрерывной промывки всей ПЗП от асфальтосмолистых веществ и особенно парафина, значительно осложняющих эксплуатацию скважин, но и на резкое повышение коэффициента извлечения нефти (до 0,6-0,8) и сопутствующего ценного высокомолекулярного сырья из ассельской и каменноугольной залежей. В табл. 5 приведены результаты расчета экономической эффективности обработки ПЗП девяти нефтяных скважин. Дебит всех обработанных нефтяных скважинах временно увеличился от 9,2 % (скв. 576н) до 100 % (скв. 536н и 14054н) и 200 % (скв. 760н). В частично дегазированной в ПЗП нефти, реагирующей на искусственное обогащение углеводородами С5+, резко снижается давление насыщения, в результате увеличивается фазовая проницаемость для нефти, перешедшей снова

в однофазное состояние. Суммарная чистая прибыль девяти обработанных нефтяных скважин составила 10046 тыс. руб. при среднем сроке окупаемости 0,1 года. Выводы 1. Дебит нефти всех обработанных углеводородами С5+ нефтяных скважин временно увеличился. Однако для получения постоянного эффекта рекомендуется провести эксперимент по непрерывной закачке в пласт жидких углеводородов С5+. В случае реализации этого технического решения следует рассчитывать на существенное повышение дебита за счет постоянной отмывки всей призабойной зоны от АСПО и коэффициента извлечения нефти, а также количества сопутствующего ценного высокомолекулярного сырья из ассельской и каменноугольной залежей Оренбургского месторождения. 2. Обработку ПЗП жидкими углеводородами С5+ рекомендуется проводить

в низкодебитных скважинах (дебит не более 10 т/сут) с пониженным пластовым давлением, в которых дебит после обработки достигает 70 %.

Список литературы 1. Патент РФ № 2159846 (приоритет от 10.08.98 г.). Способ разработки нефтяной залежи/Н.А. Гафаров, И.Ш. Кувандыков, С.М. Карнаухов и др. 2. Карнаухов М.А., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин.- М.: Недра, 1984.- 268 с. 3. Патент РФ №2018639. 4. Повышение компонентоотдачи нефтегазоконденсатных месторождений/В.Ф. Перепеличенко и др.//О. И. Важнейшие научно-технические проблемы газовой промышленности. – 1986. - № 6. - 48 с.