Технологии НКО с использованием НКЭ
Наиболее быстрыми темпами НКЭ начали внедряться в технологии нефтедобычи в 80-90-е годы прошлого века. Вначале НКЭ были преимущественно двухкомпонентными (нефть, водный раствор кислоты) и при их приготовлении не применялись поверхностно-активные вещества (ПАВ) – эмульгаторы. Устойчивость НКЭ достигалась за счет присутствующих в нефти природных стабилизаторов – асфальтено-смолистых веществ (АСВ) и ароматических соединений [2].
Позднее, для применения в сложных геологических условиях (значительные глубина скважин и толщина продуктивного пласта, высокие забойные температуры) потребовались НКЭ, обладающие высокими термостойкостью, агрегативной устойчивостью и, в то же время, способностью разлагаться в пластовых условиях через заданное время (порядка 24 часов). Чтобы обеспечить эти требования, в НКЭ стали вводить стабилизаторы, как правило, маслорастворимые ПАВ – ЭКОМ, Нефтехим, СНПХ-6016, СМАД-1, Эмультал, ИКБ-2, ИКБ-4Н, ЭС-2, Сонкор-9601, Сонкор-9701 и др., а также катионактивные ПАВ на основе четвертичных аммониевых оснований [2, 3, 4–6].
С начала 90-х годов в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» в технологиях НКО в качестве временно-блокирующего состава применялись НКЭ, представляющие собой высокодисперсные системы, дисперсионной средой которых является нефть, а дисперсной фазой – водный раствор кислоты. НКЭ, обладая довольно высокой вязкостью и поэтому низкой фильтруемостью в пласт, проникают преимущественно в наиболее трещиноватые интервалы и временно блокируют их. Это приводит к перераспределению фильтрационных потоков кислотных растворов и способствует их направленному воздействию на низкопроницаемые разности коллектора. НКЭ, после выполнения блокирующей функции, постепенно разлагаются в пласте и высвобождают кислотный компонент, который вступает в химическую реакцию с породой в зонах, удаленных от забоя. В итоге такой НКО увеличивается охват пласта воздействием по толщине [1, 2, 7].
С середины 90-х годов в БелНИПИнефть разрабатывались рецептуры и проводились исследования устойчивости НКЭ для НКО. Их изготавливали смешением (с помощью пропеллерной мешалки) равных объемов 12 %-го водного раствора соляной кислоты и нефти. В качестве эмульгатора углеводородной основы применяли различные ПАВ: Неонол Аф9-6, Нефтенол ГФ, Нефтенол НЗ. В промысловых условиях приготовление эмульсионных составов выполнялось с использованием обычного тройника, гидравлического и гидродинамического вихревого смесителей. Успешность работ по технологии НКО в период 1990–2010 гг. составляла 70–80 %, средний прирост дебита нефти – 3 т/сут. и дополнительная добыча нефти на 1 выполненную обработку – 800 т [8].
Основными недостатками НКЭ, приготавливаемых с использованием вышеуказанных эмульгаторов, являлись:
– технологические (невозможность выполнения дополнительного перемешивания НКЭ во всем объеме в промысловых условиях);
– физико-химические (длительный период разложения эмульсии в пластовых условиях – от 2-х до 6 суток).
В 2012–2013 гг. в лаборатории химического обеспечения интенсификации нефтедобычи БелНИПИнефть были проведены лабораторные исследования образца гидрофобизатора АБР (разработчик – ЗАО «Химеко-ГАНГ») [9]. По сведениям разработчика, этот продукт являлся высокоэффективным эмульгатором при получении обратных водо-нефтяных эмульсий. С учетом этого была поставлена цель – исследовать возможность применения гидрофобизатора АБР в качестве эмульгатора в составе НКЭ, предназначенных для интенсифицирующих обработок, а также сравнить его с используемым в настоящее время эмульгатором Нефтенол НЗ. Согласно заключению, замена в НКЭ типового эмульгатора Нефтенол НЗ на гидрофобизатор АБР позволила получить более структурно-однородные и высокодисперсные эмульсии, гарантировать их длительную фазовую стабильность при устьевой температуре и пролонгировать при пластовой, снизить скорость взаимодействия кислоты с карбонатной породой. Также использование в качестве эмульгатора реагента, обладающего гидрофобизирующими свойствами, позволит применять эмульсионный состав на объектах, добывающих обводненную продукцию.
Для НКЭ, используемых в технологиях НКО, большое значение имеет так называемое «время жизни», в течение которого эмульсионная система остается стабильной. «Время жизни» оценивается периодом времени от момента приготовления эмульсий до начала их разделения на углеводородную и водно-кислотную фазы. Это время должно быть таким, чтобы обеспечить закачку неразложившейся эмульсии в продуктивный пласт в расчетном объеме. Кроме того, функции НКЭ, как блокирующего агента при НКО, накладывают определенные ограничения на вязкость эмульсии, которая должна быть достаточно высокой [2]. Фактически динамическая вязкость НКЭ должна быть порядка нескольких десятков мПас в термобарических пластовых условиях, а ее «время жизни» в тех же условиях – от 3 до 24 ч, по истечении которого эмульсия должна разлагаться [10]. Вышеуказанные характеристики эмульсионных составов зависят как от свойств их компонентов, так и от способа приготовления в промысловых условиях.
С 2015 г. для приготовления НКЭ на скважинах стал применяться разработанный в БелНИПИнефть гидродинамический кавитационный смеситель (рис. 1).
На этапе опытно-промысловых испытаний (ОПИ) смесителя при проведении работ отбирались пробы приготовленных эмульсионных составов и производились их лабораторные исследования в сравнении с составами, приготовленными в лабораторных условиях
На оптико-микроскопических изображениях (рис. 2) видно, что лабораторная проба (№ 3 – приготовленная в лабораторных условиях) в данном соотношении фаз получалась неравномерной с большим количеством крупных капель до 40 мкм. Промысловые пробы НКЭ
(№ 1, 2 – приготовленные через смеситель кавитационный на скважине), характеризуются равномерным соотношением и распределением фаз. Отличие лабораторной пробы от промысловых связано, скорее всего, с более качественным перемешиванием водной и углеводородной фаз кавитационным смесителем по сравнению с лабораторной лопастной мешалкой. Данный факт также подтверждается проведением динамических исследований стабильности НКЭ (табл. 1) и измерением электростабильности (табл. 2).
При проведении ОПИ смесителя гидродинамического кавитационного для приготовления НКЭ в процессе закачки отмечался рост устьевого давления при достижении и фильтрации эмульсионного состава в пласт. Успешность проведения ОПИ составила 100 %.
Гидрофобизатор АБР, являясь высокоэффективным эмульгатором, также обладает гидрофобизирующими свойствами, что позволяет применять эмульсионный состав на объектах, добывающих обводненную продукцию. Анализ данных по эксплуатации скважин после проведения НКО с использованием растворов эмульгатора-гидрофобизатора АБР показывает, что по большинству скважин при интенсифицирующем воздействии удалось сохранить, а по некоторым объектам снизить, – прогрессирующую обводненность (рис. 3).
Всего в период 2015–2018 гг. с целью интенсификации притока по технологии НКО с применением смесителя гидродинамического кавитационного для приготовления НКЭ было выполнено 9 операций. Успешность работ составила 100 %, дополнительная добыча нефти на 1 выполненную обработку – 1970 т, средний прирост дебита нефти на одну скважино-операцию – 3,3 т/сут. Анализ эффективности работ по технологии НКО с использованием в качестве временно-блокирующего состава НКЭ в период 2011–2018 гг. показывает, что применение более эффективного углеводородного эмульгатора
(гидрофобизатор АБР), а также смесителя кавитационного для приготовления НКЭ в промысловых условиях позволило повысить успешность работ и, с учетом ухудшения структуры запасов, обеспечить поддержание показателей эффективности (рис. 5).
Технологии НКО с использованием СКС
Распространенным способом достижения эффекта отклонения кислотного состав (КС) является применение методов гидродинамического отклонения, заключающихся в использовании загущенных кислот или в последовательной закачке порций обычной кислоты и вязкой жидкости-отклонителя. Однако, данные методы имеют определенные недостатки, связанные с тем, что на стадии освоения скважины присутствие в призабойной зоне пласта вязкого отклонителя может препятствовать притоку флюида из-за его неполного разрушения и недостаточной потери своей вязкости.
Перспективным альтернативным методом отклонения является использование материалов, способных к изменению своих свойств (в первую очередь, вязкости) непосредственно в процессе кислотной обработки и обеспечивающих определенную управляемость кислотного воздействия на пласт.
В этой связи эффективным отклонителем КС может являться применение вязкоупругих ПАВ. Вязкоупругие растворы ПАВ, как и полимеры, используются в качестве загустителей. Например, они применяются в технологиях повышения нефтеотдачи пластов, входят в состав жидкостей для гидроразрыва пласта. Особенно перспективным направлением применения видится их использование для приготовления самоотклоняющихся кислотных составов.
Примером подобного метода является технология кислотных обработок с применением самоотклоняющихся кислотных систем (СКС), содержащих специфические ПАВ. В основе действия СКС лежит способность данных ПАВ преобразовывать несущую их кислоту в вязкоупругий гель в ходе реакции кислоты с карбонатной породой. Образовавшийся гель создает эффективное локальное отклонение новых порций кислотного состава к ранее необработанным участкам пласта.
Принцип действия данной технологии основан на применении амфотерных ПАВ, изменяющих вязкость КС в зависимости от степени снижения концентрации кислоты во время ее взаимодействия с карбонатным коллектором или увеличения вязкости при контакте с пластовой водой в водонасыщенной части коллектора, т.е. технология позволяет отклонять последующие порции композиции в менее проницаемые участки. Таким образом, достигается более равномерная обработка по объему с созданием сети каналов-червоточин.
Применение СКС обеспечивает равномерную интенсификацию всего продуктивного интервала нефтяного пласта в процессе обработки и низкую степень загрязнения пласта. По сравнению с обычной кислотной стимуляцией с вязким отклонителем, кислотная обработка (КО) с применением СКС требует меньшего числа стадий и меньшего общего объема закачки, так как СКС обеспечивает одновременно кислотную стимуляцию и отклонение. СКС может быть использована как в качестве самостоятельной технологической жидкости, так и в сочетании с другими реагентами.
Реагент для СКС представляет собой смесевую композицию на основе ПАВ в растворителе и предназначен для применения в нефтедобывающей промышленности в технологических процессах повышения нефтеотдачи пластов при КО призабойной зоны с целью интенсификации добычи нефти при осуществлении технологии НКО.
С целью определения возможности применения вязкоупругих ПАВ на месторождениях РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» были проведены лабораторные исследования совместимости реагентов с пластовой водой (ρ=1,15 г/см3); смоделированы растворы с постепенным снижением концентрации кислоты и увеличением ионов Ca2+ в кислотном составе при взаимодействии с карбонатной породой и изучены реологические характеристики полученных моделей растворов; исследованы изменения динамической вязкости при увеличении температуры.
На основании серии лабораторных исследований в качестве СКС для дальнейшего испытания в промысловых условиях был рекомендован состав на основе 12–15 % HCl и 5 % реагента ПАВ «Катол-40» (производство компании ООО «МКО», поставщик ГК «МИРРИКО», г. Казань).
Исходя из полученных результатов исследований, реологических свойств состава, кинетики растворения породы, а также достигаемых технико-экономических преимуществ, критериями применения КО с ПАВ «Катол-40» могут являться:
– карбонатные коллекторы с проницаемостью свыше 5 мД;
– температура пласта – до 80 °С;
– обводненность добываемой продукции – до 70 %;
– расчлененный и послойно-неоднородный коллектор, с возможным наличием неработающих зон и пропластков.
Разработанная технологическая схема воздействия предполагала порционную последовательную закачку в пласт расчетного объема СКС и 15 % HCl c ПАВ, приготовленной по классической рецептуре.
Первым объектом для проведения ОПИ с применением СКС была скважина 137 Мармовичского месторождения, как объект для интенсификации притока, с целью увеличения ее продуктивных характеристик и получения прироста дебита нефти 3 т/сут., при базовом дебите
8,5 т/сут. и обводненности около 40 %.
Согласно данных ГИС в текущем интервале проведения работ был выделен коллектор, представленный переслаиванием доломитов и известняков с различной степенью заглинизированности, при этом значение открытой пористости – 6,5–9,3 %, температура пласта – 54 °С. В таких условиях применение технологии СКС должно было решить задачу по обеспечению равномерного проникновения кислотной композиции в глубь пласта по всей его эффективной вскрытой мощности, а геолого-технологические условия соответствовали бы критериям применения реагента.
Концентрация действующего вещества (соляной кислоты) и Катол-40 принята 12 % и 5 % соответственно, на основании лабораторных экспериментов, изучения кинетических кривых растворения карбонатной породы и рекомендаций завода производителя (ГК «Миррико»). Объем обработки определен исходя из расчета 1,5 м3 СКС и 1 м3 соляно-кислотного раствора на один метр эффективной вскрытой мощности соответственно, как для слабо-трещиноватого пористого карбонатного пласта, без значительной кольматации ПЗП.
При проектировании КО, после каждого этапа закачки в пласт СКС, предусматривалась остановка на реагирование КС с породой в течение 20 минут ввиду того, что наибольшая вязкость СКС при лабораторных исследованиях была получена при истощении кислоты до 60–70 % (до 400 мП*с), что не достигается при соблюдении интенсивности закачки даже на минимальном уровне 2–3 л/с. Таким образом, технологические остановки позволяли гарантировано утверждать о достижении необходимой степени истощения КС, блокировании высокопроницаемого участка загелированным кислотным раствором и отклонении последующей порции кислоты в низкопроницаемые зоны.
Для объективной оценки влияния СКС на изменение профиля притока пластового флюида в скважине, до и после работ по интенсификации, проведены промыслово-геофизические исследования по определению работающих интервалов с использованием метода компрессирования. С точки зрения получения дополнительной добычи нефти, работы следует считать неэффективными (обводненность продукции увеличилась до 98–100 % с увеличением суточного дебита по жидкости с 15–18 до 70 м3/сут., также получен рост динамических уровней с 800 до 200 метров). Однако, на основании объективных данных ПГИ, с уверенностью можно утверждать об изменении профиля притока после проведения обработки с СКС (рис. 4).
Среди причин неэффективности, наиболее вероятно,– когда поступление воды идет по заколонному пространству из нижележащего, ранее изолированного интервала. В целом же об эффективности работы СКС на данной скважине судить не стоит, ввиду того, что скважина как объект для проведения работ по интенсификации была подобрана неверно, с недостаточной оценкой возможных рисков прорыва КС в ранее изолированную обводненную часть.
По программе ОПИ были также выполнены работы еще на двух скважинах, которые признаны успешными как по результатам проведенных ПГИ (изменение профиля притока) и ГДИ (увеличение коэффициента продуктивности), так и последующей эксплуатации скважин (получение прироста дебита и дополнительной добычи нефти).
Всего в период 2015-2022 гг. с целью интенсификации притока по технологии НКО с СКС было выполнено 14 операций. Успешность работ составила 79 %, дополнительная добыча нефти на 1 выполненную обработку– 1550 т, средний прирост дебита нефти на одну скважино-операцию – 4,3 т/сут. (рис. 5).
Анализ выполненных работ позволил сделать вывод о том, что применение СКС приводит к изменению профиля притока в текущих интервалах перфорации и может служить эффективным методом интенсификации притока на объектах, эксплуатирующих расчлененные и послойно-неоднородные пласты-коллекторы, с наличием неработающих зон и пропластков.
Технология ИПИ
Из числящихся на балансе РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» остаточных извлекаемых запасов, более 30 % сосредоточены в залежах, эксплуатируемых с обводненностью более 80 %.
Анализ результатов применения методов интенсификации позволил установить зависимость степени увеличения доли нефти и снижения притока воды, а также количества дополнительно добытой нефти от обводненности добываемой продукции. Полученные результаты показали, что простые солянокислотные обработки целесообразно проводить при обводненности до 18–20 %, пенокислотные – при обводненности 18–38%, нефтекислотные – при обводненности 12–60 % [11, 12].
По мере разработки большинство залежей в неоднородных порово-трещиноватых карбонатных коллекторах быстро обводняется (до 60 % и более). В этих условиях требуется применение и совершенствование таких комбинированных методов обработки ПЗП, которые одновременно позволяют ограничивать добычу воды и интенсифицировать приток нефти [11].
В сложных условиях низкопроницаемых высокообводненных коллекторов, где применение традиционных технологий может спровоцировать рост объемов добываемой воды, наибольшую эффективность показывают комплексные технологии, направленные как на снижение объемов добываемой воды, так и на увеличение продуктивности по нефти.
Одним из распространенных способов достижения эффекта в высокообводненных скважинах является применение метода поочередной закачки водоизолирующей композиции, подкрепление цементным мостом, вскрытие перфорацией нефтенасыщенного интервала и интенсифицирующее воздействие кислотной композицией. В данной технологической схеме изоляции подвержен практически весь обводненный интервал либо часть интервала. Также широко используется способ селективного воздействия на неоднородный обводненный пласт. В этом случае в пласт закачивается водоизолирующая композиция и коагулянт (раствор хлористого кальция), смешивание которых в пласте формирует гидроэкран. После запуска скважины в работу гидроэкран сдерживает поступление воды в скважину, тем самым снижая обводненность продукции. В данной технологической схеме за счет отключения высокопроницаемых пропластков кратно снижается и продуктивность скважины.
Предпочтительным является способ интенсифицирующего воздействия после проведения селективной водоизоляции. Водоизолирующая композиция поступает преимущественно в высокопроницаемые обводненные каналы и, при смешении с высокоминерализованной пластовой водой, образует водоизолирующий экран. Следующая за водоизолирующей интенсифицирующая композиция поступает преимущественно в низкопроницаемые нефтенасыщенные каналы и путем кислотной стимуляции увеличивает их продуктивность. В результате, после снижения продуктивности обводненной части пласта, получают увеличение продуктивности по низкопроницаемой нефтенасыщенной части.
Технологии интенсифицирующего воздействия на обводненнных залежах достаточно широко применяются в мировой практике. В качестве изолирующего состава при реализации технологий использовались Гипан, Гивпан, АКОР, ЭМКО и др. [11, 13–19]. В качестве интенсифицирующего состава использовались комплексные кислотные композиции на основе HCl и HF.
Одним из распространенных способов воздействия на обводненные пласты является обработка поверхности породы коллектора гидрофобизирующими веществами, т.е. изменение ее смачиваемости, что придает ей водоотталкивающие свойства. Таким образом, в пласте вода вытесняется нефтью из мелких пор в крупные, из которых она, в дальнейшем, при эксплуатации скважин, легко может быть удалена [20].
Также, в литературе [21] описан опыт проведения работ по применению гипано-кислотных обработок, которые были начаты в 1988 г. в скважинах Копей-Кубовского месторождения НГДУ «Октябрьскнефть». Позже аналогичные обработки проводились и на других месторождениях со сходными характеристиками карбонатных коллекторов (наличие запасов нефти в пласте в зоне действия добывающих скважин, пластовое давление не выше гидростатического давления, кавернозность, пористость и трещиноватость должны находиться в пределах, обеспечивающих давление нагнетания жидкости 6-12 МПа при интенсивности закачки 100–600 л/мин.).
Вышеописанное показало актуальность и возможность разработки и опробования составов и технологий, направленных на комплексное воздействие на обводненные пласты с целью довыработки остаточной трудноизвлекаемой нефти.
В 2016 г. в БелНИПИнефть был проведен ряд лабораторных и модельных исследований водоизолирующих реагентов, образующих в высоко промытых каналах пласта водоизолирующие материалы: ОВП-2, ВПРГ, АКОР БН-102, ПАА FP-307, РИНГО-ЭМ. Данные реагенты были выбраны из перечня химических реагентов, применяемых в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», которые были допущены к применению в геолого-физических условиях белорусских месторождений (повышенные температуры, высокая минерализация пластовых вод и др.).
По результатам лабораторных и фильтрационных (модельных) исследований были запланированы и выполнены ОПИ технологии интенсификации с предварительной изоляцией (ИПИ) с применением составов – ОВП-2, ВПРГ и РИНГО-ЭМ. Технология предусматривала порционную закачку водоизолирующей композиции, выдержку для образования водоизолирующей композиции и последующее проведение кислотной обработки.
Согласно программе ОПИ, в период июль-ноябрь 2016г. было выполнено 3 скважино-операции на залежи, относящейся к категории трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) с высокой обводненностью продукции (более 80 %): скважины 63s2, 248 и 231s2 Осташковичского месторождения.
Технология работ по скважинам 63s2 и 248 включала последовательную обработку пласта водоизолирующими реагентами контактного действия на основе полиакрилонитрила (ОВП-2 и Гипан) и соляной кислотой; схема работ по скважине 231s2 предусматривала воздействие на пласт эмульсионным составом на основе реагента Ринго-ЭМ, являющегося по сути гидрофобизатором, и затем также соляной кислотой. Предполагалось, что использование новой технологии ОПЗ в обводненных скважинах позволяет осуществить комплексное воздействие на призабойную зону пласта, что приводит к снижению объема добываемой воды и увеличению продуктивности по нефти. Учитывая опыт аналогичных работ на месторождениях РФ, ожидалось снижение обводненности на 10–20 % при сохранении дебита скважины по жидкости, либо сдерживание обводненности продукции на базовом уровне при увеличении дебита скважины по жидкости.
Показатели эффективности работ на скважинах по технологии ИПИ следующие: успешность работ – 100 %, дополнительная добыча нефти на 1 выполненную обработку – 1480 т, средний прирост дебита нефти на одну скважино-операцию – 3,2 т/сут. (рис. 5). По всем скважинам после проведенных работ по ИПИ было отмечено сохранение и снижение обводненности продукции при увеличении отборов скважинной жидкости, что позволило рекомендовать ее дальнейшее внедрение.
На основании полученных результатов рекомендована дальнейшая адаптация технологии с учетом геологических особенностей эксплуатируемых объектов и определены основные параметры эффективного проведения технологической операции по воздействию на высокообводненный пласт с целью интенсификации притока.
Таким образом, в результате серии лабораторных, модельных и опытно-промысловых испытаний были внедрены в производство следующие технологии направленного кислотного воздействия на неоднородные низкопроницаемые пласты месторождений РУП «Производственное объединение «Белоруснефть»:
– НКО с использованием в качестве временноизолирующего состава НКЭ (на основе раствора соляной кислоты и раствора ПАВ гидрофобизатора АБР на углеводородной основе), приготовленной через смеситель гидродинамический кавитационный конструкции БелНИПИнефть;
– НКО с использованием СКС на основе ПАВ «Катол-40»;
– НКО по технологии ИПИ с использованием водоизолирующего состава селективного действия (ОВП-2, ВПРГ, РИНГО-ЭМ).
