Разработка технологии кислотных стимуляций для скважин месторождений восточного борта Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода Республики Татарстан
Юнусов И.М., Тахаутдинов Р.Ш., Новиков М.Г., Исламов А.И.,
Исаев А.А.
ООО УК «Шешмаойл»
В данной работе проведен анализ технологий обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта скважин месторождений восточного борта Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода (ЮТС) Республики Татарстан. Показано, что используемые технологии стимуляции скважин, включающие обработку растворителем, простую малообъемную кислотную обработку, большеобъемную циклическую кислотную обработку, позволяют получать приросты дебитов нефти. Выявлены проблемы, связанные с качеством применяемых реагентов и их соответствием геолого-физическим условиям объекта разработки. По результатам выполненных работ даны рекомендации по повышению эффективности технологий стимуляции скважин.
Введение
В последние годы в нефтедобыче наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов нефти. Это проявляется в росте трудноизвлекаемых запасов, увеличении количества вводимых в разработку месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении удельного веса карбонатных коллекторов с низкой проницаемостью и высокой вязкостью нефти. На сегодняшний день одной из наиболее распространенных технологий по стимуляции работы скважин является кислотная обработка (КО) призабойной зоны пласта (ПЗП), которая является также одним из эффективных методов очистки ПЗП и интенсификации добычи нефти. Целью кислотной обработки является улучшение продуктивности, уменьшение величины скин-фактора в коллекторе путем растворения «загрязнений» пласта или создания новых каналов проводимости от нескольких сантиметров до одного-двух метров вокруг ствола скважины. В карбонатных коллекторах кислота растворяет не кольматант, а матрицу коллектора, обходя зоны загрязнения [1].
Основой кислотного состава (КС) для карбонатных коллекторов является соляная кислота (HCl). Но для успешного применения данной технологии необходимо модифицировать кислоту, что позволит закачивать ее в удаленные от скважины зоны пласта и минимизировать последствия вторичной кольматации. Это достигается использованием замедляющих активность кислоты агентов, ингибиторов коррозии, стабилизаторов, деэмульгаторов, взаимных растворителей нефти и других добавок. Значительно расширившийся за последние годы ассортимент промышленно выпускаемых реагентов ставит перед потребителем задачу выбрать наиболее эффективные и обладающие минимумом побочного действия составы. Физико-химические свойства основных модификаторов кислотных композиций к настоящему времени изучены достаточно полно, что позволяет прогнозировать характер их воздействия.
В настоящее время в России на стадии освоения и эксплуатации скважин используются КС отечественных научных центров и сервисных предприятий, а также составы и технологии иностранных сервисных компаний. Существует несколько разновидностей технологий проведения КО, учитывающих в определенной степени геолого-технологические условия проведения и решаемые задачи. Методики осуществления КО различаются трудоемкостью, а эффективность воздействия при правильном выборе объекта и учете конкретных геолого-физических условий позволяет повысить или иногда практически восстановить добычу нефти [2].
Анализ эффективности работ по кислотной стимуляции пластов проводился по таким объектам, как башкирский ярус, турнейский ярус и визейский ярус (алексинский, тульский и бобриковский горизонты), данково-лебедянский и кыновский горизонты. Эксплуатируемые объекты представлены как карбонатными, так и терригенными отложениями. Обработки классифицированы по способу выполнения (табл. 1).
Табл. 1. Перечень технологических процессов, выполняемых при ОПЗ
В зависимости от типа обработки выделены различные варианты, основанные на анализе актов проведения, например, по используемой системе флюидов или добавкам к ним. Наряду с приведенными в данной таблице технологиями, работы выполнялись как последовательными операциями по указанным технологиям, так и применением специальных скважино-операций и оборудования (колтюбинг и вибровоздействие).
При проведении анализа были просмотрены графики добычи по всем обработанным скважинам. При наличии необходимых данных определялись следующие параметры:
- влияние применяемой технологии ОПЗ на увеличение добычи нефти (увеличение, снижение или без видимых изменений);
- влияние базовой обводненности продукции.
Рассматриваемые объекты имеют значительный разброс по проницаемости коллекторов и вязкости нефти. Можно было бы ожидать, что при значительной разнице в вязкости нефти и пластовой воды увеличение водонасыщенности приведет к снижению дебита нефти. Но и здесь анализ также не показал явной зависимости изменения обводненности от обрабатываемого объекта, но выявил ряд интересных тенденций:
- 150 % увеличения дебита реализуется программой ОПЗ.
- Исключив несколько скважин из сравнения (вывод из бездействия), в большинстве случаев (табл. 2) можно считать, что обработки проведены успешно, и при этом дебит после обработки был более высоким, чем дебит до обработки. Увеличение добычи после обработки может быть приписано результатам обработки, кратковременному воздействию или результату усовершенствованной оптимизации добычи [3]. Для целей настоящего исследования предположили, что увеличение дебита нефти является результатом возбуждения пласта.
Табл. 2. Кратность увеличения добычи нефти для разных
типов технологий
типов технологий
Кратность увеличения дебита нефти равная 1,7, соответствует падению скин-фактора до значения ниже -3,5, что характерно для кислотного гидроразрыва, наличия естественных магистральных трещин в матрице коллектора или эффективной очистки сильно загрязненной ПЗП. В терригенном коллекторе увеличение дебита нефти в 1,7 раза может быть достигнуто только в результате интенсификации добычи из пласта в случае повреждения скважин. Таким образом, для обеспечения экономической эффективности ОПЗ
необходимо добиться прироста дебита нефти не менее 2 т/сут с продолжительностью эффекта около 300 дней. Для получения прироста дебита нефти 2 т/сут при значении скин-фактора до ОПЗ равном 0, а после — -3,5, базовый дебит должен быть 2 т/сут.
необходимо добиться прироста дебита нефти не менее 2 т/сут с продолжительностью эффекта около 300 дней. Для получения прироста дебита нефти 2 т/сут при значении скин-фактора до ОПЗ равном 0, а после — -3,5, базовый дебит должен быть 2 т/сут.
В случае же, если принять крайние значения скин-фактора до ОПЗ равным 5, а после (при котором происходит гидроразрыв пласта или обработка естественных трещин) — -4,5, то базовый дебит может быть не менее 0,5 т/сут.
Анализ добычи показал большой разброс данных по эффективности обработки. Однако это предполагает, что высокодебитные скважины являются более благоприятными с экономической точки зрения кандидатурами для проведения интенсификации добычи, чем малодебитные скважины. В то же время эти данные показывают, что «эффективные» обработки проводились как на высокодебитных, так и малодебитных скважинах. Анализ выявил ряд возможностей, реализация которых, как по отдельности, так и вместе, должна увеличить эффективность ОПЗ.
Анализ добычи показал большой разброс данных по эффективности обработки. Однако это предполагает, что высокодебитные скважины являются более благоприятными с экономической точки зрения кандидатурами для проведения интенсификации добычи, чем малодебитные скважины. В то же время эти данные показывают, что «эффективные» обработки проводились как на высокодебитных, так и малодебитных скважинах. Анализ выявил ряд возможностей, реализация которых, как по отдельности, так и вместе, должна увеличить эффективность ОПЗ.
Многие продуктивные скважины карбонатных пластов перед обработкой для выравнивания профиля притока были неоднократно подвергнуты кислотной обработке. Эти кислотные обработки могли увеличить пористость призабойной зоны, но также и вскрыть естественные трещины и разрушить цемент за обсадной колонной [4]. Высокая пористость создает предпосылки повышенной проницаемости ПЗП и образования каналов в цементном растворе за обсадными трубами, что следует учитывать при дизайне обработки для выравнивания профиля притока.
Тестирование на совместимость кислотных составов
с пластовой водой и на определение образования вторичного осадка при смешении с пластовой водой
Целью данного теста является определение совместимости КС с пластовой водой, при смешении которых не должны выпадать осадки.
Методика проведения эксперимента. Попутно-добываемую воду, предварительно отфильтрованную, смешивали с КС в соотношении 1:1 (по 10 мл), после этого содержимое пробирок перемешали и термостатировали при температуре (23 °C) в течение 4 часов. По истечении указанного времени визуально отмечали изменение внешнего вида раствора. Перечень исследуемых кислотных составов представлена в таблице 3.
Методика проведения эксперимента. Попутно-добываемую воду, предварительно отфильтрованную, смешивали с КС в соотношении 1:1 (по 10 мл), после этого содержимое пробирок перемешали и термостатировали при температуре (23 °C) в течение 4 часов. По истечении указанного времени визуально отмечали изменение внешнего вида раствора. Перечень исследуемых кислотных составов представлена в таблице 3.
Табл. 3. Кислотные составы
Результаты по совместимости кислотных составов с пластовой водой приведены в таблице 4.
Табл. 4. Данные по совместимости КС с пластовой водой Краснооктябрьского месторождения при температуре 23 °С после 4 часов термостатирования
Как видно из таблицы 4, с добавлением к пластовой воде КС №№ 1, 6 и 7 наблюдается выпадение белого осадка. В случае внесения КС № 3 образуется гомогенный раствор темно-коричневого цвета. В тестируемом образце КС № 4 с пластовой водой содержимое пробирки разделилось на две фазы (произошло выделение углеводородной части КС): верхняя часть — темно-коричневого цвета, а нижняя - светло-коричневого цвета, прозрачная. Для того, чтобы показать, как влияет минерализация воды на устойчивость КС, был проведен тест на совместимость КС № 1
с пресной водой, осадка в пробирке не наблюдается.
Таким образом, тест на совместимость с пластовой водой выдержали три КС №№ 2, 3, 4 и 8.
с пресной водой, осадка в пробирке не наблюдается.
Таким образом, тест на совместимость с пластовой водой выдержали три КС №№ 2, 3, 4 и 8.
Тестирование на совместимость кислотных составов
с пластовыми флюидами на образование стойких эмульсий, шлама и осадка
С целью выбора эффективного кислотного состава для высоковязкой нефти Ново-Шешминского месторождения (скважина № 3737) были протестированы модифицированные композиции 12
и 15 % соляной кислоты (кислотные составы №№ 5, 9, 10), содержащие различные присадки. Как известно, в некоторых случаях для замедления скорости реакции кислоты с породой применяют различные загустители: полимеры, смолы, или другие реагенты, способные замедлить реакцию кислоты с породой и тем самым обеспечить более глубокое проникновение кислотного состава в пласт. В нашем случае для этих целей был рассмотрен самоотклоняющийся КС № 10.
и 15 % соляной кислоты (кислотные составы №№ 5, 9, 10), содержащие различные присадки. Как известно, в некоторых случаях для замедления скорости реакции кислоты с породой применяют различные загустители: полимеры, смолы, или другие реагенты, способные замедлить реакцию кислоты с породой и тем самым обеспечить более глубокое проникновение кислотного состава в пласт. В нашем случае для этих целей был рассмотрен самоотклоняющийся КС № 10.
Определение показателей относительной глубины проникновения кислотных составов в пласт
В экспериментах использовался образец дезинтегрированного кернового материала со скважины № 9340 Краснооктябрьского месторождения (глубина по бурению 1 228,7–1 233,7 м). При подготовке образца горной породы он был дезинтегрирован, экстрагирован хлороформом, высушен при 105 °С и пропитан пластовым флюидом. Для этого через слой толщиной 25–30 мм дезинтегрированной породы на воронке Бюхнера профильтровывали нефть или пластовую воду.
Избыток жидкости удаляли фильтрованием. Эксперименты проводились при пластовой температуре — 23 °С. Для проведения исследовательских работ использовалась изовискозная модельная дегазированная нефть со скважины. При проведении эксперимента в реактор помещают образец керна, смоченный флюидом, в количестве 0,10 г, затем быстро прибавляют 1 мл раствора кислоты. Объем выделяющегося углекислого газа определяют с помощью манометрической установки.
На основании проведенных экспериментов рассчитаны кинетические параметры кислотного воздействия на карбонатную породу применительно к условиям турнейского яруса Ново-Шешминского месторождения, которые позволяют планировать дизайн кислотных обработок с использованием математической модели растворения карбонатной матрицы. Как и ожидалось, увеличение концентрации соляной кислоты в КС приводит к повышению скорости взаимодействия КС с горной породой и уменьшению глубины проникновения. Высокая скорость растворения карбонатной породы под действием кислотной эмульсии (КС № 11) связана с тем, что растворитель уменьшает вязкость нефти и смывает ее с поверхности породы, тем самым увеличивая смачиваемость ее кислотой [5].
Близость значений констант скоростей КС № 5, содержащего СНПХ-8903 связано с тем, что реагент содержит ПАВ, замедляющий скорость реакции с водонасыщенной породой и снижает поверхностное натяжение на границе с нефтью. В целом происходит выравнивание активности карбонатной породы двух типов насыщенности. Но более высокая скорость реакции с нефтенасыщенной карбонатной породой говорит о положительном влиянии модификаторов на кислотную обработку.
Близость значений констант скоростей КС № 5, содержащего СНПХ-8903 связано с тем, что реагент содержит ПАВ, замедляющий скорость реакции с водонасыщенной породой и снижает поверхностное натяжение на границе с нефтью. В целом происходит выравнивание активности карбонатной породы двух типов насыщенности. Но более высокая скорость реакции с нефтенасыщенной карбонатной породой говорит о положительном влиянии модификаторов на кислотную обработку.
Добавки, используемые в КС №№ 8 и 9, уменьшают общую активность соляной кислоты по отношению к карбонатной породе, одновременно увеличивая глубину проникновения в нефтенасыщенную породу [6].
Более глубокое проникновение самоотклоняющегося кислотного состава (КС № 10) связано с тем, что его вязкость увеличивается по мере расхода кислоты.
Таким образом, полученные параметры говорят о многообразии их свойств и должны быть учтены при составлении дизайна кислотной обработки скважин, включая типы закачиваемых растворов и их последовательность.
Более глубокое проникновение самоотклоняющегося кислотного состава (КС № 10) связано с тем, что его вязкость увеличивается по мере расхода кислоты.
Таким образом, полученные параметры говорят о многообразии их свойств и должны быть учтены при составлении дизайна кислотной обработки скважин, включая типы закачиваемых растворов и их последовательность.
Определение реологических параметров жидкостей отклонителей, применяемых при кислотных обработках
В данном исследовании в качестве отклоняющих агентов были рассмотрены технологические жидкости, традиционно применяющиеся на объектах ООО УК «Шешмаойл» в процессах кислотной стимуляции скважин. Перечень эмульсий и технологий приведен в таблице 5.
Табл. 5. Отклоняющие жидкости и технологии
Соотношение воды и нефти скорректировано в соответствии с остаточной обводненностью
нефти (2,35 %). Эмульсии получены перемешиванием компонентов при комнатной температуре
со скоростью вращения механической мешалки 1 500 об/мин в течение 15 мин.
нефти (2,35 %). Эмульсии получены перемешиванием компонентов при комнатной температуре
со скоростью вращения механической мешалки 1 500 об/мин в течение 15 мин.
Реологическое тестирование отклоняющих составов проводилось на переносном реометре VT-550 (фирма «Haake» Германия) с использованием системы воспринимающих элементов «цилиндр-цилиндр». Данный прибор является оборудованием высокого класса точности, позволяющим получать кривые течения тестируемых объектов при линейном или ступенчатом изменении скорости вращения или вращающего момента, определять предел текучести при линейном изменении напряжения сдвига. Для тестируемых отклоняющих составов был применен сдвиговой тест при изменении градиента скорости сдвига в диапазоне от 0,1 до 300 с–1 при температуре 23 °С.
На рисунках 1 и 2 приведены кривые вязкости и течения для исследуемых эмульсий через 30 минут после перемешивания, кроме состава № 4, который практически полностью расслоился.
Рис. 1. Зависимость эффективной вязкости отклоняющих составов от скорости сдвига
Рис. 2. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига
для исследованных отклоняющих составов
для исследованных отклоняющих составов
Поэтому эмульсия была взбита заново, из нее практически сразу выделилось ~25 % водной фазы. Для измерения взяли верхнюю часть — вязкую эмульсию. В измерительном цилиндре после замера выделилась вода.
Для определения реологических моделей, которым соответствуют эмульсии, полученные для них кривые течения обрабатываются при помощи программного обеспечения реометра. В ходе вычислений для каждой жидкости подбирается наиболее соответствующая модель:
• модель Оствальда (псевдопластическая жидкость): τ = Кγn;
• модель Гершеля-Балкли (пластичная жидкость с пределом текучести): τ= τ0+ Кγn,
где τ0 и τ — соответственно начальное и текущее напряжение сдвига, Па; К — консистентность (Па·с), мера вязкости жидкости (чем выше вязкость, тем больше значение данного параметра); γ — скорость сдвига, с–1; n — показатель нелинейности/неньютоновости, характеризует степень неньютоновского поведения раствора (чем больше n отличается от 1, тем выше проявление неньютоновских свойств).
• модель Оствальда (псевдопластическая жидкость): τ = Кγn;
• модель Гершеля-Балкли (пластичная жидкость с пределом текучести): τ= τ0+ Кγn,
где τ0 и τ — соответственно начальное и текущее напряжение сдвига, Па; К — консистентность (Па·с), мера вязкости жидкости (чем выше вязкость, тем больше значение данного параметра); γ — скорость сдвига, с–1; n — показатель нелинейности/неньютоновости, характеризует степень неньютоновского поведения раствора (чем больше n отличается от 1, тем выше проявление неньютоновских свойств).
В версии программного обеспечения реометра выводятся данные достоверности аппроксимации экспериментальных данных. Если коэффициент корреляции r равен 1, то это свидетельствует
о хорошем качестве аппроксимации.
Рассчитанные реологические параметры приведены в таблице 6 и коэффициент корреляции r.
Эмульсия № 1 — маловязкая (К = 0,003 Па·с) неньютоновская (n = 0,98) жидкость, имеет пластический характер течения с небольшим значением начального напряжения
сдвига (τ0 = 0,097 Па).
Эмульсия № 2 — вязкая (К = 18,84 Па·с) неньютоновская (n = 0,63) жидкость, имеет пластический характер течения с большим предельным напряжением сдвига (τ0 = 1,26 Па).
Эмульсия № 3 — вязкая (К = 8,21 Па·с) неньютоновская (n = 0,91) жидкость, имеет псевдопластический характер течения без предельного напряжения сдвига (τ0 = 0 Па).
Эмульсия № 4 — вязкая (К = 5,48 Па·с) неньютоновская (n = 0,75) жидкость, имеет псевдопластический характер течения без предельного напряжения сдвига (τ0 = 0 Па).
Эмульсия № 5 — маловязкая (К = 0,024 Па·с) неньютоновская (n = 0,96) жидкость, имеет пластический характер течения с незначительным значением предельного напряжения
сдвига (τ0 = 0,003 Па).
о хорошем качестве аппроксимации.
Рассчитанные реологические параметры приведены в таблице 6 и коэффициент корреляции r.
Эмульсия № 1 — маловязкая (К = 0,003 Па·с) неньютоновская (n = 0,98) жидкость, имеет пластический характер течения с небольшим значением начального напряжения
сдвига (τ0 = 0,097 Па).
Эмульсия № 2 — вязкая (К = 18,84 Па·с) неньютоновская (n = 0,63) жидкость, имеет пластический характер течения с большим предельным напряжением сдвига (τ0 = 1,26 Па).
Эмульсия № 3 — вязкая (К = 8,21 Па·с) неньютоновская (n = 0,91) жидкость, имеет псевдопластический характер течения без предельного напряжения сдвига (τ0 = 0 Па).
Эмульсия № 4 — вязкая (К = 5,48 Па·с) неньютоновская (n = 0,75) жидкость, имеет псевдопластический характер течения без предельного напряжения сдвига (τ0 = 0 Па).
Эмульсия № 5 — маловязкая (К = 0,024 Па·с) неньютоновская (n = 0,96) жидкость, имеет пластический характер течения с незначительным значением предельного напряжения
сдвига (τ0 = 0,003 Па).
Табл. 6. Данные по реологическим параметрам отклонителей
Эмульсия № 1 подвержена механодеструкции, т. к. резко теряет эффективную вязкость при увеличении скоростей сдвига.
Следует отметить неустойчивость эмульсии № 4 (59 % техническая вода, 39 % нефть, 2 %
Ринго-Эм), которая практически сразу разрушается. А отделение воды в процессе измерения реологических параметров указывает на ее неэффективность в качестве отклоняющей жидкости из-за механодеструкции при увеличении напряжения сдвига. По величине предельного напряжения сдвига (τ0 ), которое характеризует величину внешней энергии, необходимой для начала течения жидкости, оценивается технологическая эффективность отклоняющих составов. Начальное напряжение сдвига у системы в определенной степени характеризует наличие свойств твердого тела: чтобы началась деформация необходимо приложить некоторое напряжение сдвига. Чем выше τ0 , тем больше гидродинамическое сопротивление системы при малых скоростях сдвига и тем выше ее изолирующая способность.
Следует отметить неустойчивость эмульсии № 4 (59 % техническая вода, 39 % нефть, 2 %
Ринго-Эм), которая практически сразу разрушается. А отделение воды в процессе измерения реологических параметров указывает на ее неэффективность в качестве отклоняющей жидкости из-за механодеструкции при увеличении напряжения сдвига. По величине предельного напряжения сдвига (τ0 ), которое характеризует величину внешней энергии, необходимой для начала течения жидкости, оценивается технологическая эффективность отклоняющих составов. Начальное напряжение сдвига у системы в определенной степени характеризует наличие свойств твердого тела: чтобы началась деформация необходимо приложить некоторое напряжение сдвига. Чем выше τ0 , тем больше гидродинамическое сопротивление системы при малых скоростях сдвига и тем выше ее изолирующая способность.
Однако необходимо отметить, что отсутствие предельного напряжения сдвига у отклонителей могло бы быть компенсировано достаточно высокой консистентностью при небольших значениях градиента скорости сдвига. В случае эмульсий за эффективность отвечают не столько их реологические характеристики, сколько эффект динамического запирания в таких элементах пласта, как трещина и капилляр [7].
Поэтому вязкость эмульсии позволяет косвенно судить об ее эффективности как отклоняющего состава.
Поэтому вязкость эмульсии позволяет косвенно судить об ее эффективности как отклоняющего состава.
Эмульсия № 2 по сравнению с эмульсией № 1 обладает значительно более высокой вязкостью практически во всем диапазоне скоростей сдвига, а также большим значением параметра консистентности. При этом будет реализовываться затрудненное течение эмульсии № 2
со значительными внутренними сопротивлениями. Все это позволяет ожидать более высокой изолирующей способности данной композиции и успешно использовать ее в процессах отклонения [8]. Таким образом, по совокупности реологических свойств композиций для применения их в качестве отклоняющих составов могут быть рекомендованы следующие эмульсии:
• Эмульсия № 2
- 39 % нефть;
- 59 % пластовая вода;
- 2 % Ялан-Э-1.
• Эмульсия № 3
- 48 % 15 %-ного водного раствора сульфаминовой кислоты;
- 50 % нефть;
- 2 % Ринго-Эм.
со значительными внутренними сопротивлениями. Все это позволяет ожидать более высокой изолирующей способности данной композиции и успешно использовать ее в процессах отклонения [8]. Таким образом, по совокупности реологических свойств композиций для применения их в качестве отклоняющих составов могут быть рекомендованы следующие эмульсии:
• Эмульсия № 2
- 39 % нефть;
- 59 % пластовая вода;
- 2 % Ялан-Э-1.
• Эмульсия № 3
- 48 % 15 %-ного водного раствора сульфаминовой кислоты;
- 50 % нефть;
- 2 % Ринго-Эм.
Табл. 6. Данные по реологическим параметрам отклонителей
Табл. 7. Оптимальные кислотные составы
Применяемые на карбонатных отложениях месторождений технологии стимуляции скважин позволяют получать кратные приросты дебитов нефти. Однако из-за низких значений базовой добычи их экономическая эффективность не высока. Должна осуществляться комплексная программа выбора скважин для ОПЗ, учитывающая как текущий фонд потенциальных скважин, так и его состояние (энергетический потенциал, степень и глубину загрязнения ПЗП, обводненность). В соответствии с результатами тестирования КС,
наиболее подходящими для карбонатных отложений высоковязкой нефти турнейского яруса Ново-Шешминского месторождения являются КС (табл. 7).
наиболее подходящими для карбонатных отложений высоковязкой нефти турнейского яруса Ново-Шешминского месторождения являются КС (табл. 7).
1. При принятии решений по дизайну ОПЗ следует учитывать риски, обусловленные процессами вторичной кольматации. Это связано с тем, что в условиях высокой приемистости скважин происходит поглощение смываемых со стенок внутренней поверхности продуктов растворения как неорганической природы (соли, продукты коррозии), так и адсорбированных на них АСПО.
2. Высокая вязкость нефти не позволяет эффективно использовать систему поддержки пластового давления, т. к. возможны кинжальные прорывы воды из-за ее более высокой подвижности. Поэтому для стимуляции скважин рекомендуется применение интенсивных технологий — кислотных и проппантных ГРП или циклических большеобъемных селективных кислотных обработок.
3. Применение 24 %-ной соляной кислоты при ОПЗ для известняков не является оптимальным. Это связано с тем, что, с одной стороны, в условиях низкого давления ГРП
невозможно существенно увеличить скорость закачки, а с другой — традиционно используемые насосные агрегаты при низких скоростях закачки не позволяют закачать активную кислоту в удалённые участки пласта.
4. Повышенное содержание асфальтенов (более 3,5 %) может увеличить риски их выпадения при смешении нефти и кислоты.
5. При проведении селективной кислотной обработки следует добиваться снижения поглощения скважины и по возможности выравнивать профиль приемистости предварительной закачкой достаточного объема вязкого буфера (эмульсии).
2. Высокая вязкость нефти не позволяет эффективно использовать систему поддержки пластового давления, т. к. возможны кинжальные прорывы воды из-за ее более высокой подвижности. Поэтому для стимуляции скважин рекомендуется применение интенсивных технологий — кислотных и проппантных ГРП или циклических большеобъемных селективных кислотных обработок.
3. Применение 24 %-ной соляной кислоты при ОПЗ для известняков не является оптимальным. Это связано с тем, что, с одной стороны, в условиях низкого давления ГРП
невозможно существенно увеличить скорость закачки, а с другой — традиционно используемые насосные агрегаты при низких скоростях закачки не позволяют закачать активную кислоту в удалённые участки пласта.
4. Повышенное содержание асфальтенов (более 3,5 %) может увеличить риски их выпадения при смешении нефти и кислоты.
5. При проведении селективной кислотной обработки следует добиваться снижения поглощения скважины и по возможности выравнивать профиль приемистости предварительной закачкой достаточного объема вязкого буфера (эмульсии).
- Дмитриева А.Ю., Мусабиров М.Х., Насибуллин И.М. Исследование влияния химических обрабатывающих составов на кольматационные процессы и изменение фильтрационно-емкостных свойств кернового материала тульско-бобриковского горизонта // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 4. С. 38–42.
- Гатин Р.А., Елесин В.А., Кожин С.Н., Латыпов Р.Т., Хафизов В.М., Васильева В.А., Маринин И.А., Чегуров С.П. Подбор оптимальных концентраций кислот и компонентов жидкости продавки при ОПЗ терригенных коллекторов АО «Самаранефтегаз» для снижения фактора вторичного осадкообразования // Нефть. Газ. Новации. 2020. № 8. С. 58–62.
- Головина Ю.А., Дубовицкая Ю.А. Анализ эффективности кислотных обработок призабойных зон на месторождении Самарской области // Ашировские чтения. 2024. Т. 2. № 1. С. 388–393.
- Улутов Б.А. Технологии обработок призабойной зоны пласта // Академический журнал Западной Сибири. 2020. Т. 16. № 2. С. 10–11.
- Савельев К.Ю., Фудашкина М.В., Хисматуллин Д.Г., Булатов Р.И., Вилков М.Н. Применение состава с отклонителем для обработки призабойной зоны пласта // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 6. С. 106–110. 6.
- Булдакова Н.С., Овечкина О.А., Новикова Н.В., Коробейникова Е.Ю., Короткова Э.З. Повышение эффективности кислотных обработок на верейском объекте Гремихинского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 5. С. 41–45.
- Караваев А.Н. Анализ эффективности обработок призабойной зоны с применением отклоняющих систем на месторождениях Пермского края // Нефтепромысловое дело. 2022. № 5. С. 32–37.
- Фудашкина М.В., Добровинский Д.Л., Бармин А.В., Вилков М.Н. Обоснование технологии обработки призабойной зоны скважин, эксплуатирующих неоднородные коллекторы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2021. № 9. С. 49–54.
Юнусов И.М., Тахаутдинов Р.Ш.,
Новиков М.Г., Исламов А.И., Исаев А.А.
ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия
yunusov_im@shoil.ru
Новиков М.Г., Исламов А.И., Исаев А.А.
ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия
yunusov_im@shoil.ru
При проведении лабораторных исследований использовались соответствующие отраслевые стандарты и методики: ГОСТ 26450.0-85.
«Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Все фильтрационные эксперименты были выполнены с использованием современного лабораторного оборудования, позволяющего с высокой точностью определять необходимые характеристики.
«Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях». Все фильтрационные эксперименты были выполнены с использованием современного лабораторного оборудования, позволяющего с высокой точностью определять необходимые характеристики.
технологии стимуляции скважин, обработка призабойной зоны, кислотные составы, гидродинамические исследования скважин, Южно-Татарский свод, Мелекесская впадина
Юнусов И.М., Тахаутдинов Р.Ш., Новиков М.Г., Исламов А.И., Исаев А.А. Разработка технологии кислотных стимуляций для скважин месторождений восточного борта Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода Республики Татарстан //
Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 5. С. 56–61. DOI: 10.24412/2076-6785-2025-5-56-61
Экспозиция Нефть Газ. 2025. № 5. С. 56–61. DOI: 10.24412/2076-6785-2025-5-56-61
29.07.2025
УДК 622.276.63
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-5-56-61
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-5-56-61
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84