Техника и технология проведения кислотного ГРП

Перед проведением КГРП скважину необходимо подготовить. Комплекс мероприятий по подготовке скважины включает:

- шаблонирование эксплуатационной колонны, очистка стенок Э/К от образовавшихся АСПО, продуктов коррозии металла;

- восстановление глубины забоя скважины (промывка забоя, при наличие аварийного инструмента в скважине – ловильные работы);

- проведение комплекса геофизических исследований по уточнению интервалов обработки, «работающих» интервалов, наличию обводнившихся интервалов;

- при наличие обводнённого интервала – изоляционные работы (установка цементного моста в обводнившемся интервале);

- реперфорация продуктивного горизонта, намечаемого для обработки.

В подготовленную скважину на насосно-компессорных трубах диаметром не менее 73мм (рекомендуемые – НКТ89, группа прочности N-80 или Р-110) спускается гидравлический пакер, устанавливаемый в 20-30метрах выше интервала перфорации. Устье скважины оборудуется арматурой высокого давления АУ-70.

После подготовительных работ по монтажу флота ГРП, опрессовке манифольдной линии, в скважину с определённым расходом 3 циклами закачивается гелированная жидкость и кислотный состав (объём кислоты закачивается 3 равными пачками). На рисунке 3.1 приведён график циклической закачки кислоты (на примере взята обработка скв.359 Осинского месторождения).

Рисунок 3.1 – Пример графика заказчик кислоты в скважину

 

После проведения работ по освоению скважины, проводится комплекс геофизических исследований по определению профиля притока, коэффициента продуктивности, эффективности проведённой обработки. Данные интерпретируются, проводится сравнение данных до и после проведения КГРП. На приведённой для примера диаграмме (рис. 3.2 по скв.391 Осинского месторождения) можно определить положительный эффект.

Оборудование проведения КГРП.

Приведем краткое описание техники для производства КГРП:

Станция контроля – (шасси Мерседес Бенц Аctros 2032 А 4х4) предназначена для сбора и обработки информации в процессе производства КГРП (программное обеспечение Stewart Stevenson). Имеется резервная электростанция.

Рисунок 3.2 – Результаты ГИС (“до” и “после”) по скважине где проводились работы по КГРП

 

На рисунке 3.3 приведена схема размещения оборудованя при КГРП на кустовой площадке.

Рисунок 3.3 – Схема размещения оборудования, используемое при КГРП

 

Блендер (шасси Мерседес Бенц Аctros 4150 К)– предназначен для приготовления и подачи растворов на насосные агрегаты с расходом до 9 м3/минуту. Возможна подача двух сухих и двух жидких добавок, а также подача проппанта тремя шнеками до 7 тн/минуту с концентрацией 2400 кг/мин.

Насосные агрегаты (4 машины) (шасси Мерседес Бенц Аctros 4150 К, верхние дизельные двигатели фирмы «Детройт-Дизель» 2250 л.с., насосы фирмы СПМ) – предназначены для закачки растворов в скважину под давлением до 1000 атм с расходом до 2 м3/мин каждый.

Манифольд (шасси Мерседес Бенц Аctros 4150 К) – предназначен для передачи потока жидкости от блендера (низкое давление до 10 атм.) до насосных агрегатов и от насосных агрегатов до скважины (высокое давление до 1000 атм.).

Химическая машина (шасси Мерседес Бенц Аctros 4151АК) – предназначена для перевозки химии и подачи жидких добавок на блендер (до пяти разных добавок).

 

Жидкости для КГРП

 

Характеристики жидкостей.

Наиболее важными характеристиками жидкостей для кислотного гидроразрыва являются:

· вязкость,

· эффективность,

· совместимость,

· стабильность,

· незначительные гидравлические потери,

· контролируемые разрушения геля и очистка,

· экономичность.

При приготовлении жидкости разрыва для КГРП широкое применение нашёл линейный гель на водной основе.

Реагент для молекулярной связки связывает полимерные цепочки жидкости для гидроразрыва пласта, повышая ее вязкость. Наиболее часто используемой является гуаровая смола (WG-46). Типичная полимерная жидкость с вязкостью 30 сантипуаз при связке может увеличить вязкость до 400 сантипуаз.

Добавки – это твердые или жидкие материалы, добавляемые к основе жидкости для гидроразрыва для того, чтобы изменить свойства жидкости (например, чувствительность к температуре или способность препятствовать фильтрации жидкости в пласт).

Наиболее распространенными типами добавок к жидкости для гидроразрыва являются:

· бактерициды (такие, как Bio-Clear-1000, которые препятствуют росту бактерий или Bio-Clear-2000, который убивает существующие бактерии),

· разрушители геля (которые расщепляют связанные жидкости),

· буферные растворы (которые используются для регулирования сгущения)

· стабилизаторы неустойчивых глин (такие, как CCS-10 и NCL-100),

· добавки для снижения фильтрации (такие, как J418и J84),

· понизители трения (специальные гели, которые уменьшают трение в трубах),

· деэмульгаторы (такие, как FS-100 и NE-201),

· поверхностно-активные вещества (такие, как S75, U78 и F40),

· стабилизаторы температуры (такие Тиосульфат натрия [J353] и K46).

Кислотный состав, характеристика.

При использовании растворов соляной кислоты, возникают проблемы, связанные с высокими значениями коррозии, межфазного натяжения на границе с углеводородами, а также вторичным осадкообразованием, повышенной скоростью реакции с водонасыщенной породой и с образованием осадков и эмульсий с пластовыми флюидами. Все это приводит к снижению эффективности солянокислотного ГРП, а также может привести к увеличению обводненности продукции скважин.

В настоящее время для обработки соляной кислоты применяется ряд добавок: ингибиторов коррозии, ингибиторов осадкообразования, деэмульгаторов, понизителей скорости реакции, ПАВ и т.д. число которых достигает 5 и более компонентов.

Поэтому разработка эффективных многофункциональных добавок для растворов соляной кислоты, применяемых при кислотной обработке карбонатных коллекторов, в т.ч. при кислотном ГРП, предотвращающих вышеуказанные проблемы, является научно-значимой и практически важной задачей.

 Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества, снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефть/нейтрализованная кислота.

С целью понижения поверхностного натяжения продуктов реакции кислоты с породой, повышения эффективности действия кислотного раствора, облегчения обратного оттока отработанной кислоты после обработки, в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые носят название интенсификаторов и представляют собой поверхнocтно-активные вещества (ПАВ).

 Наличие ПАВ облегчает проникновение кислотного раствора в микроскопические поры породы. Это необходимо при обработке плотных пород, а также при очистке зaбoя скважины от оставшихся частиц цемента или твердых отложений: ПАВ облегчают отделение от породы воды и проникновение кислоты через нефтяные пленки, покрывающие поверхность породы и выстилающие поверхность пор, и таким образом дают возможность кислоте вступить в контакт с породой, растворяя ее.

Гидрофобизаторы облегчают фильтрацию кислоты в нефтенасыщенных пропластках, снижают проникновение ее в водонасыщеную часть пласта, что сдерживает интенсивную проработку водонасыщенных каналов и ускорение проникновения по ним воды к нефтяным скважинам.

 Стабилизаторы – вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции и соединений железа, присутствующих в соляной кислоте.

Соляная кислота, получаемая с заводов, часто содержит повышенное количество железа (до 0,03% и более). В дальнейшем содержание хлорного железа может значительно повыситься (3000-15 000 мг/л) в - процессе транспортировки, хранения и прокачки кислоты через насосно-компрессорные трубы, к концу кислотной обработки продуктивного пласта хлорное железо гидролизуется с образованием нерастворимых в воде (и нейтрализованной кислоте) соединений, например гидрата окиси железа Fe(OH)₃. которые уменьшают исходную проницаемость призабойной зоны пласта в 1,5-3 раза.

В качестве стабилизаторов используют уксусную кислоту (1-3%). Возможно использование лимонной, винной кислоты или специальных композиций FEROTROLL.

Стабилизаторы существенно снижают скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной составляющей породы, благодаря чему увеличивают проникновение кислотных растворов в пласт.

Наиболее часто применяемый кислотный состав: СНПХ 8903, содержащий 22% HCl, ПАВ, ингибитор коррозии и деэмульгатор.