УДК 622.276.63
Бурение и нефть №4, 2017
С.А. ДЕМАХИН (к.г.,-м.н., технический консультант ООО "Зиракс")
А.И. ШИПИЛОВ (к.х.н., технический директор АО "Полиэкс")
А.А. МОКРУШИН (директор по развитию бизнеса АО "Полиэкс")
А.П. МЕРКУЛОВ (руководитель нефтегазовых проектов по РФ и СНГ ООО "Зиракс")
В статье дается обзор кислотных составов для интенсификации дебита в сложных геолого-технических условиях, когда обычные кислотные составы неэффективны. Рассмотрены аспекты применения кислотных обработок при обводнении скважин, представлен модифицированный кислотный состав для удаления глино-полимерной корки, специальный состав для очистки трещин ГРП от остаточного геля.
Кислотные обработки являются одним из основных способов интенсификации дебита нефтяных и газовых скважин. При этом потенциал, заложенный в этом методе, еще не раскрыт полностью, кислотные составы постоянно совершенствуются и находят все более широкое и разнообразное применение. Основой повышения их эффективности и универсальности является переход к использованию комплексных кислотных составов с широким набором модифицирующих добавок. Это позволяет расширить как спектр, так и условия применения таких составов, интенсифицировать дебит в сложных геологических условиях, где ранее применение кислотных составов считалось неэффективным.
Одной из актуальных задач при эксплуатации нефтяных и газовых скважин является проведение кислотных обработок на обводняющихся месторождениях. В этих условиях применение обычных кислотных составов малоэффективно. Обводнение, как правило, происходит по наиболее проницаемым пропласткам, и закачиваемая кислота, в первую очередь, фильтруется в них, только увеличивая обводненность, но не приток углеводородов.
Эффективным решением для обводненных месторождений является самоотклоняющяся кислотная система (СОКС) на основе смеси кислотного состава ФЛАКСОКОР®210 и гелирующего агента СУРФОГЕЛЬ® марки А. Гелирующий агент, представляющий собой ПАВ российского производства, придает кислотной системе способность увеличивать вязкость по мере изменения минерализации или увеличения рН (рис. 1). В обводненных интервалах, когда происходит разбавление кислотного состава, то есть изменение общей минерализации и рН, а как следствие увеличивается вязкость состава, его проникновение в водонасыщенные пропластки блокируется и кислотный состав перенаправляется в нефтенасыщенные, менее проницаемые интервалы пласта (рис. 2).
Особенно актуально использование данной технологии на пластах с низким уровнем проницаемости, не позволяющих применять другие отклонители, например, на основе обратных эмульсий или полимеров по причине их большей склонности к образованию кольматантов.
Важным достоинством использования гелирующего агента СУРФОГЕЛЬ® марки А является отсутствие вторичной кольматации нефтенасыщенного коллектора. При контакте с углеводородами или при сильном истощении кислоты образовавшийся гель разрушается, быстро теряет свою вязкость и легко удаляется потоком флюидов (рис. 3). Кислотный состав ФЛАКСОКОР® 210 с гелирующим агентом СУРФОГЕЛЬ® марки А широко применяется на месторождениях России и СНГ, как для интенсификации дебита обводненных пластов, так и при проведении большеобъемных кислотных обработок [1, 2].
Одной из актуальных инновационных разработок является состав ФЛАКСОКОР® 110, применяемый для освоения скважин после бурения [3]. Еще на этапе бурения на поверхности на стенке скважины формируется малопроницаемая глинополимерная корка, а жидкая фаза бурового раствора с растворенными химическими веществами формирует более протяженную зону проникновения, проницаемость которой значительно ниже, по сравнению с исходной. Кислотный состав ФЛАКСОКОР®110 легко разрушает корку бурового раствора, которая часто образуется на поверхности коллектора (рис. 4), что повышает сообщаемость пласта со скважиной и обеспечивает ее быстрое освоение.
Состав ФЛАКСОКОР® 110 применяется для освоения после бурения с 2011 г. с весьма впечатляющими результатами. Обработка одной из газовых скважин в Астраханской области кислотным составом объемом 20 - 30 м3 привела к увеличению дебита в среднем на 40 %, а дополнительная добыча превысила 68 млн м3 газожидкостной смеси [4]. К настоящему времени кислотный состав ФЛАКСОКОР®110 зарекомендовал себя как надежный и эффективный кислотный состав для освоения скважин после бурения, обладающий повышенной эффективностью и дополнительными возможностями по сравнению с обычной соляной кислотой. Его применение позволяет заказчикам получать более значительные результаты при использовании меньших объемов реагентов и достигать большего экономического эффекта.
Применение этого кислотного состава после проведения операций ГРП позволяет повысить проводимость трещины и увеличить приток углеводородов в скважину. Обработка одной из скважин Приобского месторождения кислотным составом в объеме 12 м3 позволила только за 4 месяца дополнительно добыть 1488 т. Положительный эффект продолжается (рис. 5). Сходный эффект в 2016 г. был получен суммарно на 5 скважинах.
Литература:
1. Мокрушин А.А., Шипилов А.И. Повышение эффективности кислотных обработок в условиях поздней стадии разработки месторождений с карбонатным коллектором (самоотклоняющаяся кислота, большеобъемные обработки призабойной зоны пласта с применением гелей на основе ПАВ) // Нефть, газ, новации. 2010. No 7. С. 43 - 45.
2. Мокрушин А.А., Шмидт А.А., Солодов А.Н. Применение самоотклоняющейся системы при проведении большеобъемных кислотных обработок на объектах ОАО "Самаранефтегаз" / Сборник научных трудов "СамараНИПИнефть". Выпуск 2. С. 169 - 176.
3. Демахин С.А., Меркулов А.П., Касьянов Д.Н. Освоение скважин после бурения с помощью кислотного состава ФЛАКСОКОР 110 // Нефть и капитал. 2015. No
4. С. 64 - 65. 4. Никешина Л.Г. Опыт применения разглинизатора "Флаксокор 110" и отклонителя "Сурфогель" для самоотклоняющегося кислотного состава - результат превзошел ожидания / Пульс Аксарайска. Еженедельник ООО "ГазпромДобыча Астрахань". 2012. No 4. С. 1 - 3