УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПУТЕМ ЗАКАЧКИ СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ В ПЛАСТ В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Аннотация. Разработка продуктивных карбонатных коллекторов имеет высокую эффективность при использовании методов повышения добычи нефти, связанных с обработкой скважин различными видами кислотных обработок. Основной задачей кислотных обработок является увеличение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). На месторождениях Западной Сибири достаточно широкое использование получила интенсификация притока нефти с использованием соляной кислотной обработки. В последние годы отмечено, что процесс кислотной обработки постоянно совершенствуется. 

Ключевые слова: геолого-технические мероприятия (ГТМ), соляно- кислотная обработка (СКО) под давлением, соляно-кислотный раствор, ингибитор, интенсификатор соляной кислоты, опрессовка скважин, гипс.

Целью работы является изучение эффективности соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта, а также выбор оптимальной технологии проведения соляно-кислотной обработки (СКО) для пластов месторождений Западной Сибири. Для выполнения данной цели поставлены следующие задачи: 
1. Изучить механизмы действия и особенности проведения кислотных обработок

2. Обосновать выбор соляно-кислотной обработки для пластов месторождений, расположенных в Западной Сибири и провести анализ целесообразности применения выбранной технологии.

Обработка призабойной зоны  кислотными композициями представляет наиболее распространённый и относительно недорогой метод улучшения фильтрационных характеристик и повышения производительности скважин, основанный на взаимодействии водного раствора кислот с минералами скелета породы и привнесёнными веществами, блокирующими пути течения флюидов.

Для увеличения притока нефти к скважинам на месторождениях западной сибири кроме простых соляно-кислотных обработок (СКО) стали применять другие виды соляно-кислотных обработок: термокислотные (ТКО), пенокислотные (ПКО), термо-пенокислотные (ТПКО), не фте- ки сл от ны е (НКО), не фте-пе но ки сл от ны е (НП КО), ки сл от на я об ра бо тк а по д да вл ен ием.

Анализ результатов 110 обработок проведенных на скважинах, эксплуатирующих объект Ю3, за 2002-2006 годапозволил получить зависимости дебита нефти после обработки СКО от дебита до и обводненности после СКО от обводненности до. Полученные зависимости представлены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1. Зависимость дебита скважины после обработки СКО от дебита скважины до обработки

Рисунок 2. Зависимость обводненности продукции после обработки СКО от обводненности до обработки

Скважина № 2067 эксплуатирует Ю1-1+2 Советского месторождения.  Глубина забоя 1332 м. В 1988 г. была проведена изоляция водопритока гипаном. В целях интенсификации притока нефти и снижения обводненности предлагается проведение соляно-кислотной обработки под давлением.

Внутренний диаметр обсадной колонны Dобс = 0,15 м, диаметр НКТ dнкт = 0,062 м. Текущий дебит нефти q до = 0,6 т/сут, текущая обводненость W = 31%; н

приемистость при DP = 8 МПа составляет 520 м3/сут.

Рассчитаем необходимое количество реагентов, входящих в состав соляно-кислотного раствора.

Количество концентрированной соляной кислоты Wк для солянокислотного раствора:

2) В качестве ингибитора принимаем катионоактивный реагент – катапин А в количестве 0,01% объема кислотного раствора.

Необходимое количество уксусной кислоты для стабилизации железа

4) Количество хлористого бария для стабилизации гипса, который образуется после реакции серной кислоты, содержащейся в товарной соляной кислоте, с углекислым кальцием

По формуле (2) обводненность после обработки составит

.    

Эффект от проведения СКО будет заключаться в увеличении дебита нефти до 2,182 т/сут, который будет постепенно снижаться в течение 10 месяцев. За это время дополнительная добыча нефти составит 237 т. Обводненность после обработки составит 27,7 %.

Выводы:

Анализ результатов проведения СКО показывает, что мероприятия по увеличению добычи нефти путем закачки соляной кислоты благоприятно воздействуют на пласт при низкой обводненности (до 55%) и невысоких среднесуточных дебитах скважин.

Для скважины No 2067 потребуется раствор соляной кислоты объемом 7 м3, состоящий из 3,6 м3 концентрированной соляной кислоты, 3,0823 м3 воды и 0,3177 м3 добавок: 0,07 м3 ингибитора, 0,13125 м3 уксусной кислоты, 0,105 м3 интенсификатора, 0,01145 м3 хлористого бария. Прогнозируемый дебит нефти после солянокислотной обработки составляет 2,182 т/сут. Дополнительная добыча за время продолжительности эффекта будет равной 237 т. Обводненность после обработки СКО составит 27,7 %.