Эффективность применения соляно-кислотной обработки на Яунлорском месторождении

1.

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ) ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Кафедра разработки и эксплуатации трудноизвлекаемых углеводородов
Тема 1. Трудноизвлекаемые и нетрадиционные ресурсы углеводородов: понятие,
классификационные подходы и экономическое стимулирование разработки
месторождений.
«Эффективность применения соляно-кислотной обработки на Яунлорском
месторождении»
Выполнили:
студенты 4-го курса, гр. 03 – 809
Махмутова Л. А., Султанов Т.Д., Прус А.О.
Проверил:
к.т.н., доцент кафедры РиЭМТУ, доцент
Маннанов И. И.
КАЗАНЬ – 2021

2.

Актуальность вопроса для разработки рассматриваемого объекта
На сегодняшний день одной из актуальных
задач при разработке нефтяных месторождений
является
максимально
возможное
извлечение
природных запасов нефти из недр земли. Повышение
конечной нефтеотдачи разрабатываемых залежей и
увеличение темпов отбора нефти в значительной
степени достигаются за счет массового внедрения
методов интенсификации добычи нефти.
Яунлорское
месторождение
является
крупным по извлекаемым запасам нефти в России.
Для увеличения нефтеизвлечения и интенсификации
притока к забоям добывающих скважин на данном
месторождении используются различные способы.

3.

Объект исследования и его
характеристика
Яунлорское
газонефтяное
месторождение
административно расположено в Сургутском районе
Ханты-Мансийского
автономного
округа-Югры
Тюменской области, в 40-45 км к северо-западу от
г.Сургута.
Входит
в
состав
Сургутского
нефтегазоносного
района
Среднеобской
нефтегазоносной
области
Западно-Сибирской
нефтегазоносной провинции.
Яунлорское месторождение было открыто в
1970 году. Введено в разработку в 1980 году. По
величине
извлекаемых
запасов
Яунлорское
месторождение относится к
крупным, а
по
геологическому строению – к сложным.
Рисунок 1. Обзорная схема района работ.
Яунлорское месторождение

4.

Обоснование отнесения объекта исследования к объекту с ТРИЗ
На Яунлорском месторождении перспективным видом ТРИЗ является сортымская
свита (ачимовская толща). Ачимовские пласты представляют собой песчано-глинистые
отложения, и нефть в них сосредоточена в едином резервуаре. Ачимовские отложения
расположены на глубинах от 2500 до 4000 м. С точки зрения сложности разработки, они
занимают промежуточное положение между традиционными пластами и более древними и
сложными отложениями баженовской свиты. По проницаемости ачимовка примерно в 100
раз сложнее поддается освоению, чем традиционные породы. При этом она 100 раз легче для
разработки в сравнении с неприступным баженом. Низкая проницаемость не позволяет
извлекать из ачимовских пластов более 7-14% от содержащихся в них запасов. Для
традиционного коллектора этот показатель составляет 25-35%.
Сложности работы с ачимовскими отложениями:
• сложное геологическое строение коллектора;
• неоднородность и разрозненность пластов;
• большие глубины;
• низкие фильтрационно-емкостные свойства;
• наличие зон аномально высокого пластового давления.

5.

Основные характеристики в соответствии с классификацией ТРИЗ
для отнесения объекта к трудноизвлекаемым
В целом по разрезу Яунлорского месторождения наблюдается закономерное изменение основных параметров, характерное для
месторождений данного района. Как следует из представленных данных, в пластовых условиях нефти пластов АС 7-8, АС9-10, БС100 и БС10
средней плотности или относительно тяжёлые, с повышенной и средней вязкостью (для пластов АС 7-8 и АС9-10 – 5.15–5.55 мПа.с, для
пласта БС10 – 3.02 мПа.с), с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. На локальных купольных
участках залежей газосодержание достигает максимальных значений (для пластов АС 7-8, АС9-10 – до 63–68 м3/т, для пласта БС10 – до
76 м3/т) при пониженной плотности дегазированной нефти. В приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность
нефти возрастает за счёт гравитационных, диффузионных и окислительных процессов. По разрезу месторождения в интервале 2000–
2500 м прослеживается «классическая модель» изменения нефтей с ростом глубины: увеличивается количество светлых фракций и
растворённых лёгких углеводородов, повышается содержание твёрдых парафинов, уменьшается плотность нефтей.
Нефтяной газ метанового типа, относительно сухой, содержание неуглеводородных компонентов (диоксид углерода, азот)
невелико и в сумме не превышает 1.5 % объёмных. Концентрация гелия изменяется от 0.002 до 0.005 %, суммарная концентрация
целевых углеводородов группы С2-С4 – от 105 г/м3 (пласт АС10) до 154 г/м3 (пласт БС10).
В составе дегазированных нефтей содержание целевых компонентов группы С 3-С5 составляет 7.2–9.2 % молярных.
Дегазированные нефти всех рассматриваемых объектов разработки однотипны: вязкие, средней плотности, смолистые и
малосмолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 350°С около 50.
По результатам анализа поверхностных проб, дегазированная нефть классифицируется как: сернистая (1.46 %), малосмолистая
(7.16 %), парафинистая (2.49 %), средней плотности (по поверхностным пробам – 867 кг/м3), средней вязкости (15 мПа.с).

6.

Технологические решения, применяемые на месторождении для
реализации разработки месторождения
В процессе разработки на месторождении
проводились мероприятия по воздействию на пласт с
целью восстановления и повышения продуктивности
добывающих и приемистости нагнетательных
скважин:
Гидравлический разрыв пласта (ГРП);
Дострелы продуктивных интервалов;
Технологии интенсификации добычи путем
воздействия на призабойную зону пласта (ОПЗ);
Физико-химические методы;
Перфорационные и изоляционные мероприятия.
В данной работе подробно будет рассмотрен
метод интенсификации добычи путем воздействия на
призабойную зону пласта (ОПЗ).

7.

Соляно-кислотная обработка скважин заключается в заливке или закачке в скважину и продавливании
в приствольную зону водоносного или нефтеносного пласта жидкостью или воздухом под давлением
(допускаемым прочностью технологических оборудование и обсадной колонны скважины) ингибированных
кислотосодержащих растворов.
Эффективность соляно кислотных обработок зависит от многих причин:
• концентрации кислоты;
• ее количества;
Средние показатели эффективности
Допол• давления при обработке;
КратДебит
нефти,
Сред-ний
КолиОбводнённость, % Удель-ная Продолнительность
Прирост
т/сут
эф-фективобъём
чество
житель• температуры на забое;
Вид воздействия
ная доизменедебита
ность,
скв.-опер., закач-ки,
ность
до
после
быча
ния денефти,
до
после
ед.
м
эффек-та,
т
обработ- обработ• характера породы и т.п.
нефти,
т
бита
т/сут
обработки обработки
сут.
3
Солянокислотные
ОПЗ (СКО)
4
4,5
6,9
8,4
нефти
Объект АС7-8
ки
ки
скв.-опер.
1,2
86,8
84,3
279,6
316
0,9
1118,6
84,4
79,5
187,3
278
0,6
986,2
78,9
78,1
264,9
293
1,1
1201,2
Объект АС9-10
Солянокислотные
ОПЗ (СКО)
3
3,9
1,2
4,8
1,5
Объект БС10
Солянокислотные
ОПЗ (СКО)
4
4,8
7,1
8,7
1,2
Таблица 1 – Эффективность применения солянокислотной ОПЗ за период 2015-2016 гг.

8.

Химические реагенты, добавляемые при соляно-кислотной обработке
Ингибиторы
- вещества, снижающие
коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с
помощью
которого
кислоту
транспортируют,
перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы
добавляются в количестве не более 1% от объема
кислоты. На практике в кислотные композиции
добавляют Додикор (0,5%) — импортный ингибитор
коррозии, снижающий скорость коррозии до 300 раз.
Азол (CI-130) (1%) -водорастворимый ингибитор,
снижает скорость коррозии до 50 раз.
Стабилизаторы - вещества, необходимые для
удержания в растворенном состоянии некоторых
продуктов реакции и соединений железа,
присутствующих в соляной кислоте.
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.
Интенсификаторы — поверхностно-активные вещества,
снижающие в 5—20 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 поверхностно-активные
вещества (ПАВ).
На практике при обработке нагнетательных скважин в
начальной стадии разработки месторождения и при переводе скважин
под нагнетание используются следующие неионогенные
гидрофилизующие ПАВ: Неонол СНО ЗБ (1-2%); Превоцел (1-2%);
Нефтенол ВВД (1-2%); Сульфанол (0,5%).
На заключительных стадиях разработки месторождений в
качестве ПАВ следует использовать гидрофобизирующие материалы:
Синод КАМ (1,5%) ограничен по температуре применения (80 °С);
ИВВ-1(1%); Нефтенол ГФ 9 гидрофобизатор (0,5%); Нефтенол К
(0,5%).

9.

ГЛИНОКИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПЗП
В 2015 и 2016 гг. на объектах
Ачимовской
толщи
Яунлорского
месторождения
активно
применяли
обработку
призабойной
зоны
глинокислотными составами.
Глинокислотой называется смесь
соляной (НС1) и плавиковой (HF) кислот.
Сущность глинокислотной обработки
терригенных коллекторов – в учете
особенностей их строения. При контакте
глиняной кислоты с терригенными
породами
небольшое
количество
карбонатного материала, реагируя с
солянокислотной
частью
раствора,
растворяется,
а
фтористо-водородная
кислота, медленно реагирующая с кварцем
и алюмосиликатами, достаточно глубоко
проникает в ПЗС, повышая эффективность
обработки.
Дебит
Дебит нефти,
нефти,
т/сут
т/сут
Сред-ний
Сред-ний
КолиКолиВид
объём
объём
чество
чество
воздейств
закач-ки,
скв.-опер., закач-ки,
до
до
ия
ед.
ед.
м33
обработобработки
ки
Глинокисл
Глинокисл
отные
отные
ОПЗ
ОПЗ (ГКО)
(ГКО)
21
6,4
6,4
4,2
4,2
после
после
обработобработки
ки
9,7
9,7
Средние
Средние показатели
показатели эффективности
эффективности
КратКратУдель-ная ПродолПродолОбводнённость,
Обводнённость, %
% Удель-ная
Прирост
Прирост
ность
ность
эф-фективэф-фектив- жительжительдебита
дебита
изменеизмененость,
ность,
ность
ность
до
после
до
после
нефти,
нефти,
ния
ния дедеэффек-та,
эффек-та,
тт
обработобработ- обработобработт/сут
т/сут
бита
бита
сут.
сут.
ки
ки
ки
ки
скв.-опер.
скв.-опер.
нефти
нефти
Объект
Объект АС
АС7-8
7-8
2,3
2,3
57,4
57,4
ДополДополнительнительная
ная додобыча
быча
нефти,
нефти, тт
56,0
56,0
1345,7
1345,7
681
681
2,0
2,0
28260,5
28260,5
94,8
94,8
1141,1
1141,1
563
563
2,0
2,0
3423,4
3423,4
47,4
47,4
801,9
801,9
313
313
2,6
2,6
3207,5
3207,5
49,1
49,1
151,2
151,2
72
72
2,1
2,1
302,4
302,4
Объект
Объект АС
АС9-10
9-10
Глиноскил
Глиноскил
отные
отные
ОПЗ
ОПЗ (ГКО)
(ГКО)
3
5,7
5,7
1,0
1,0
5,6
5,6
5,9
5,9
84,4
84,4
Объект
Объект БС
БС10
10
Глиноскил
Глиноскил
отные
отные
ОПЗ
ОПЗ (ГКО)
(ГКО)
4
6,8
6,8
5,7
5,7
20,5
20,5
3,6
3,6
78,8
78,8
Объект
Объект ЮС
ЮС22
Глиноскил
Глиноскил
отные
отные
ОПЗ
ОПЗ (ГКО)
(ГКО)
2
9,0
9,0
14,3
14,3
19,5
19,5
1,4
1,4
39,9
39,9
Таблица 2 – Эффективность применения глинокислотной ОПЗ на объектах Ачимовской
толщи за период 2015-2016 гг.

10.

Сравнение эффективности применения методов ОПЗ на
Яунлорском месторождении
Дебит нефти до и после обработки СКО
Дебит нефти до и после обработки ГКО
10.0
25.0
9.0
8.7
8.38
8.0
7.0
7.1
6.91
20.5
20.0
6.0
14.3
15.0
4.8
5.0
4.0
9.7
10.0
3.0
5.6
2.0
5.0
1.2
1.0
0.0
19.5
5.7
4.2
1.0
1
2
до обработки
после обработки
3
0.0
1
2
до обработки
3
после обработки
4

11.

Основные выводы по методам интенсификации добычи путем
воздействия на призабойную зону пласта (ОПЗ)
Проведённый анализ показывает, что в
целом применение методов повышения извлечения
и
интенсификации
добычи
углеводородов
положительно повлияло на разработку Яунлорского
месторождения.
На основе анализа для восстановления и
увеличения продуктивности и приемистости
скважин предлагается продолжить применение
соляно и глинокислотных обработок (СКО, ГКО).
В результате проведения 183 действий по
ОПЗ на эксплуатационном фонде дополнительно
было извлечено 978,2 тыс.т, на возвратном фонде –
129,1 тыс.т.

12.

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!