Кислотная обработка трещинных карбонатных коллекторов Халид С. Асири Мохаммед А. Атви Saudi Aramco Удайлия, Саудовская Аравия Кислотная обработка трещинных карбонатных коллекторов может быть осложнена тем, что жидкости, используемые при обработке, стремятся войти в более крупные трещины и не столь охотно распространяются в Оскар Хименес Буэно Petróleos Mexicanos (PEMEX) Вильяэрмоса, Мексика менее проницаемые участки пласта. Для максимально возможного охвата Бруно Лесерф Алехандро Пенья Шугар-Ленд, штат Техас, США методы отклонения закачиваемой кислоты. Инженеры и химики разработали Тим Леско Конуэй, штат Арканзас, США площади поверхности пласта кислотной обработкой применяют различные инновационную жидкость для кислотной обработки, которая содержит разлагаемые волокна. Эти волокна предназначены для временной закупорки проницаемых трещин и направления кислоты в менее проницаемые участки Фред Мюллер Колледж-Стейшн, штат Техас, США пласта. Новую жидкость с волокнами успешно применяли для обработки Алезандре З. И. Перейра Petrobras Рио-де-Жанейро, Бразилия обеспечивали полного охвата. В результате кислотной обработки по новой трещинных нефтегазоносных коллекторов, в которых обычные методы не технологии наблюдался значительный рост нефтеотдачи. Фернанда Тельес Сиснерос Вильяермоса, Мексика «Нефтегазовое обозрение», Сборник II: избранные статьи из журнала «Oilfield Review», том 25, № 2 (лето 2013 г.); том 25, № 3 (осень 2013 г.); том 25, № 4 (зима 2013 — 2014 гг.). Copyright © 2014 Schlumberger. Данная статья является русским переводом статьи "Stimulating Naturally Fractured Carbonate Reservoirs," Oilfield Review 25, no. 3 (Autumn 2013). Copyright © 2013 Schlumberger. Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Чарльза-Эдуарда Коэна (Рио-де-Жанейро, Бразилия), Алана Диаса и Виктора Ариэля Экслера (Макаэ, Бразилия), Луиса Даниэля Хихену (Мехико, Мексика), Даниила Калинина (Аль-Хобар, Саудовская Аравия) и Светлану Павлову (Новосибирск, Россия). ACTive, MaxCO3 Acid, POD, SXE и VDA являются товарными знаками компании Schlumberger. 1. Crowe C, Masmonteil J, Touboul E and Thomas R: “Trends in Matrix Acidizing,” Oilfield Review 4, no. 4 (October 1992): 24–40. 48 Нефтегазовое обозрение С самых ранних этапов развития нефтегазовой промышленности предпринимались попытки повысить продуктивность скважин при помощи самых разнообразных методов. Например, ещё в XIX веке для повышения продуктивности в скважины стали закачивать кислоту. Кислотную обработку (КО) скважин проводили как для очистки скважины после бурения и заканчивания, так и для создания новых каналов поступления флюида в скважину. Существуют два вида КО: матричная КО и кислотный гидроразрыв пласта. Матричная КО заключается в закачке кислоты под давлением ниже давления гидроразрыва пласта. В результате кислота проникает на расстояние до 1 м (3 фута) от ствола скважины. Кислотный гидроразрыв пласта (ГРП) — это ГРП, по крайней мере на одной из стадий которого проводят закачку кислоты. При кислотном ГРП расстояние, на которое кислота проникает в пласт, может быть на один — два порядка больше, чем при матричной кислотной обработке. Состав кислотных растворов зависит от типа обрабатываемых пород. Карбонатные породы, состоящие главным образом из известняков (карбонат кальция CaCO 3 ) или доломитов (кальций магний карбонат CaMg(CO 3 ) 2 ) обрабатывают соляной кислотой HCl, различными органическими кислотами или смесями соляной кислоты с органическими кислотами. Песчаники обычно состоят из частиц кварца SiO 2 или полевого шпата KAlSi 3 O 8 –NaAlSi 3 O 8 –CaAl 2 Si 2 O 6 , сцементированных карбонатными или глинистыми минералами. Силикатные минералы не реагируют с соляной кислотой HCl, для их растворения нужны жидкости, содержащие плавиковую кислоту HF или фтороборную кислоту HBF 4 . 1 Несмотря на различия химических свойств у растворов для КО, технические аспекты КО карбонатных и песчаниковых пород во многом схожи. Но основное внимание в данной статье уделено последним разработкам в области КО карбонатных пород. Лето 2013 — Зима 2013/2014 Рис. 1. Каналы, созданные в результате кислотной обработки. — Сложная сеть каналов, образованная в результате матричной КО образца карбонатной породы в лабораторных условиях. Длина, направление и количество каналов зависят от реакционной способности породы и скорости закачки кислоты в пласт. После образования каналов по ним передается практически весь объём жидкости, добываемой из скважины. Основы кислотной обработки карбонатных пород Известняки и доломиты быстро растворяются в HCl, образуя водорастворимые продукты реакции (в основном, хлориды кальция и магния) и выделяя углекислый газ. Скорость растворения ограничена скоростью подачи кислоты к поверхности породы. При растворении происходит быстрое образование каналов не- правильной формы («червоточин») (рис. 1). Каналы, ветвясь, расходятся в сторону от ствола скважины из точек, где кислота выходила из скважины и попадала в пласт. Образовавшиеся в результате КО каналы становятся наиболее высокопроницаемыми путями движения практически всей жидкой продукции скважины. Для повышения эффективности КО необходимо соз- 49 Уплотняющие шарики Сдвоенные пакеры Рис. 2. Механические методы отклонения. — Уплотняющие шарики (зеленые сферы) закачивают в скважину во время обработки (слева на рис.). Шарики механически отклоняют поток обрабатывающей жидкости благодаря тому , что они предпочтительно закупоривают перфорационные отверстия, в которые уходит самый большой объём закачиваемой жидкости. Сдвоенные пакеры можно спускать на гибких НКТ для изоляции нужного интервала обработки (справа на рис.). В данном примере КО уже проведена в нижнем интервале, и пакеры подняты при подготовке к обработке следующего интервала. дать сеть каналов, которые глубоко проникают в пласт и равномерно распределены на всем протяжении продуктивного интервала. Обеспечение равномерности распределения каналов является наиболее трудной задачей, особенно при наличии неоднородностей проницаемости в пределах одного продуктивного интервала. При CaCO 3 + 2HCl попадании в пласт кислота течет преимущественно по наиболее высокопроницаемым путям. Таким образом, участки с большей проницаемостью получают больший объём кислоты и увеличиваются в размерах, побуждая кислоту обходить стороной участки с меньшей проницаемостью, которые больше всего нуждаются в обработке. Для реше- ния этой задачи инженеры и химики разработали целый ряд методов отклонения кислоты от высокопроницаемых интервалов и направления её в участки с низкой проницаемостью. Отклонение кислоты можно обеспечить механическими или химическими способами, или же их сочетанием. 2 При механическом отклонении используют специальные инструменты, спускаемые на бурильных трубах или гибких НКТ и оборудованные механическими пакерами для изоляции интервалов и направления кислотного раствора в интервалы с низкой проницаемостью. Альтернативный метод заключается в перекрытии отдельных перфорационных отверстий с помощью специальных сбрасываемых уплотняющих шариков, которые достигают интервала перфорации вместе с закачиваемым в скважину кислотным раствором. Шарики попадают в интервал перфорации и блокируют перфорационные отверстия, перекрывая интервал перфорации от попадания кислотного раствора. После проведения ГРП шарики выпадают из отверстий и удаляются оттуда механическим способом или растворяются (рис. 2). CaCl2 + CO2 + H 2O Отработанная кислота Углеводороды Молекулы ПАВ Удлинённые мицеллы Рис. 3. Поведение вязкоупругих ПАВ во время кислотной обработки. — Вначале каждая молекула вязкоупругих ПАВ может двигаться в кислоте абсолютно свободно (слева на рис.). Во время реакции между кислотой и карбонатными минералами молекулы вязкоупругих ПАВ собираются вместе, образуя удлиненные мицеллы (в центре рис.). Мицеллы спутываются, 50 Сферические мицеллы ограничивая поток жидкости, вязкость раствора при этом повышается. При поступлении притока углеводородов из пласта после КО удлиненные мицеллы трансформируются в сферы (справа на рис.), в результате чего вязкость раствора резко снижается, а качество очистки повышается. Нефтегазовое обозрение Химические реагенты-отклонители, добавляемые в кислотные растворы, делятся на два типа: закупоривающие добавки и загустители. В качестве закупоривающих добавок могут применяться хлопья бензойной кислоты или зерна соли, размер которых подобран для закупорки пор пласта. Эффекта закупоривания можно достичь и путем вспенивания кислотного раствора, т.к. при этом в скважине создается двухфазный поток. Загустители включают водорастворимые полимеры, сшитые полимерные гели и вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ПАВ). 3 Около десяти лет назад ученые и инженеры компании Schlumberger применили химические свойства вязкоупругих ПАВ в кислотной обработке и создали систему вязкоупругого отклонения кислоты VDA. Результаты применения жидкостей VDA были весьма успешны как при матричных КО, так и при кислотных ГРП в различных регионах мира. 4 Молекулы ПАВ в системе VDA, полученные из длинноцепочечных жирных кислот, являются цвиттерионами, т.е. нейтральными молекулами, несущими положительный и отрицательный заряды в различных местах. 5 Во время закачки в скважину система VDA — смесь HCl, вязкоупругих ПАВ и обычных добавок для КО — сохраняет низкую вязкость. При попадании кислоты в пласт молекулы ПАВ начинают собираться в удлиненные мицеллы. 6 Мицеллы переплетаются друг с другом, вызывая повышение вязкости раствора (рис. 3). Высоковязкий раствор образует временный барьер, отклоняющий поток кислоты. В дополнение к отклонению, раствор снижает скорость реакции кислоты с породой, что дает больше времени для создания более глубокой и более разветвленной сети каналов. В начале эксплуатации жидкость VDA смешивается с углеводородами. Это изменяет ионную среду и заставляет мицеллы принять сферическую форму. Переплетение мицелл прекращается, они свободно мигрируют, при этом вязкость жидкости резко снижается, что делает возможным проведение очистки скважины после КО. В отличие от растворов на полимерной основе, вязкоупругие ПАВ практически не оставляют осадка, негативно влияющего на продуктивность скважины. Трещинные коллекторы являются наиболее сложными объектами для КО карбонатных пород из-за чрезвычайно сильных контрастов проницаемости. Трещинные участки таких коллекторов могут иметь проницаемость на несколько порядков выше, чем ненарушенные трещинами участки. До недавних пор применяемые в отрасли технологии отклонения кислоты в этих условиях были неэффективны. Даже при закачке растворов с отклоняющими добавками, таких как VDA, самая большая сложность заключается в блокировке трещин и обработке остальной части пласта. Поэтому в скважину приходилось закачивать большие объёмы раствора, что повышало стоимость работ при более чем скромных результатах. В ходе решения этой задачи инженеры и химики компании Schlumberger обнаружили, что отклонение кислоты может быть существено улучшено путем добавления в жидкость VDA разлагаемых волокон. Когда отклоняющяя жидкость с волокнами входит в трещину, волокна скапливаются, спутываются и ограничивают дальнейшее поступление жидкости. Новый продукт, кислотная отклоняющая система с разлагаемыми волокнами MaxCO 3 , успешно применяется для качественной обработки особенно сложных карбонатных коллекторов по всему миру. В статье описан процесс разработки системы MaxCO 3 Acid в лаборатории и ее практическое применение на промыслах. Практический опыт выполнения КО в Мексике, Саудовской Аравии и Бразилии показал, что применение новой системы позволило добиться существенного повышения продуктивности скважин. 2. Robert JA and Rossen WR: “Fluid Placement and Pumping Strategy,” in Economides MJ and Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3rd ed. Chichester, West Sussex, England: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 192–19-3. 4. Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-Din H, Alvarado O, Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M and Sandhu D: “Positive Reactions in Carbonate Reservoir Stimulation,” Oilfield Review 15, no. 4 (Winter 2003/2004): 28–45. 5. Sullivan P, Nelson EB, Anderson V and Hughes T: “Oilfield Applications of Giant Micelles,” in Zana R and Kaler EW (eds): Giant Micelles—Properties and Applications. Boca Raton, Florida, USA: CRC Press (2007): 453–472. 3. Подробнее о водорастворимых полимерах и высоковязких ПАВ см.: Gulbis J and Hodge RM: “Fracturing Fluid Chemistry and Proppants,” in Economides MJ and Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3rd ed. Chichester, West Sussex, England: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 7-1–7-23. Лето 2013 — Зима 2013/2014 Lungwitz B, Fredd C, Brady M, Miller M, Ali S and Hughes K: “Diversion and Cleanup Studies of Viscoelastic Surfactant-Based Self-Diverting Acid,” SPE Production & Operations 22, no. 1 (February 2007): 121–127. Лабораторное изучение кислотных жидкостей с волокнами На протяжении более чем 20 лет химики и инженеры разрабатывали методы применения волокон для повышения качества внутрискважинных работ. В ходе исследований минеральных и полимерных волокон были разработаны технологии управления поведением жидкостей и взвешенных частиц как во время, так и после закачки жидкости в скважину. В результате появился ряд новых разработок, в том числе методы ограничения поглощения жидкостей во время бурения и цементирования, повышения прочности цемента, обеспечения надежного переноса проппанта во время ГРП и предотвращения выноса проппанта в скважину после ГРП. В последнее время предприняты попытки изучения возможностей применения волокон для КО. В 2007 году компания Schlumberger 6. Мицелла — коллоидное скопление молекул ПАВ. В водной среде кислотного раствора молекулы ПАВ располагаются так, что мицеллы в них обращены гидрофобной частью вовнутрь, а гидрофильной — наружу. Мицеллы могут достигать нескольких микрон в длину и нескольких нанометров в поперечнике. 51 КО в необсаженном стволе КО в обсаженном стволе Канал Перфорационный канал Канал Стенка скважины Обсадная колонна Фильтрационная корка Фильтрационная корка Обрабатывающая жидкость Обрабатывающая жидкость Фильтрационная корка Перфорационный канал Скважина Фильтрационная корка Скважина Обсадная колонна Рис. 4. Осаждение волокон и отклонение жидкости. — Во время КО в необсаженной скважине (вверху и внизу слева на рис.) волокна образуют фильтрационную корку , покрывающую все стенки скважины. Во время КО в обсаженной скважине (вверху и внизу справа на рис.) волокна образуют фильтрационную корку на стенках перфорационных каналов. начала исследования волокон в качестве средств для отклонения жидкостей в необсаженных и обсаженных скважинах (рис. 4). Основное отличие в применении волокон в обсаженных и необсаженных скважинах состоит в том, что для отклонения жидкости в необсаженных скважинах волокна должны собираться вдоль всей поверхности ствола, тогда как в обсаженных скважинах — только в перфорационных каналах. Инженеры обнаружили, что простое добавление волокон в обычный раствор HCl не позволяет создать устойчивую суспензию волокон в растворе. После добавления волокон происходит образование комков и выпадение их из раствора. Поло- 52 жительный результат был достигнут только после добавления волокон к VDA. Высокая вязкость раствора с высоковязкими ПАВ позволяла создать устойчивую суспензию отдельных волокон в растворе. Для изучения фильтрации кислотной жидкости в пласт и осаждения волокон была проведена серия лабораторных экспериментов (рис. 5). Эксперименты проводили в аппарате с отверстиями различного диаметра, через которые пропускали кислотную жидкость с волокнами при различных скоростях. Круглые отверстия диаметром 1—2 мм (0,04—0,08 дюйма) использовали для моделирования каналов, созданных при КО. Прямоугольные отверстия шириной 2—6 мм (0,08—0,24 дюйма) были аналогом трещин. В ходе экспериментов инженеры наблюдали за образованием пробок из волокон и измеряли давление, при котором кислота с волокнами проходит через отверстие. Была обнаружена закономерность изменения давления в аппарате (рис. 6). Сперва давление не увеличивалось, но через несколько секунд происходил быстрый рост давления. Он был вызван образованием пробки из волокон, которая блокировала отверстие. Результаты экспериментов показали, что при попадании кислоты с волокнами в перфорационные каналы кислота проходит в пласт как если бы она не содержала волокон. Затем, при образовании пробки, волокна накапливаются перед перфорационными отверстиями и образуют фильтрационную корку. После этого волокна закупоривают перфорационные отверстия, снижая приемистость интервала и направляя кислоту к другим перфорационным отверстиям. Было также установлено, что концентрация волокон в кислотной жидкости, необходимая для закупорки перфорационных отверстий, росла при увеличении скорости закачки (рис. 7). В лаборатории после закачки кислоты с волокнами через отверстие производили промывку пресной водой. После выхода вязкой кислоты из аппарата давление закачки постепенно снижалось и, в конце концов, стабилизировалось. В конце каждого эксперимента в отверстии оставалась прочная пробка из волокон. Зная давление, скорость закачки, вязкость жидкости и длину волоконной пробки, инженеры при помощи закона Дарси могли рассчитать проницаемость пробки. В зависимости от концентрации волокон и скорости закачки во время образования пробки, измеренная проницаемость изменялась в пределах от 400 до 2400 мД. На основании этих данных был сделан вывод о том, что волокна являются самым эффективным средством отклонения в интервалах с проницаемостью более 100 мД (рис. 8). 7 Данные, собранные в ходе экспериментов на лабораторной модели, были использованы для создания Нефтегазовое обозрение КО в необсаженном стволе Давление Кислота и волокна Напорная камера Фильтрационная корка Керн КО в обсаженном стволе Регулятор противодавления Насос Фильтрат Датчик давления Весы Геометрия каналов Отверстие Поток жидкости 142 см Поршень Кислота и волокна от 1 до 2 мм 20 мм 25,75 мм Геометрия щели или трещины Отверстие 130 мм от 2 до 6 мм Внутренний диаметр 21 мм Фильтрационная корка Рис. 5. Лабораторное оборудование для исследования фильтрации и образования фильтрационной корки. — Для моделирования КО в необсаженной скважине использовали обычную фильтровальную ячейку (вверху на рис.). Керн карбонатных пород помещали на дно ячейки, а затем в ячейку наливали кислотную жидкость с волокнами. Ячейку закрывали, и на керне создавали перепад давления, а количество проходящего через керн фильтрата измеряли при помощи весов. Для моделирования КО в обсаженной скважине использовали специальный аппарат с поршнем (внизу на рис.). Он состоял 65 мм 75 мм Отверстие из трубки емкостью 300 мл с поршнем, насосом от жидкостного хроматографа высокого разрешения (HPLC) и отверстием (слева на рис.). Отверстие для моделирования каналов было круглым (справа вверху на рис.), для моделирования трещины — прямоугольным (справа внизу на рис.). В верхний конец трубки вставляли поршень, давивший на кислотную жидкость с волокнами. Жидкость из трубки протекала через отверстие, определение отклоняющей способности волокон производили путем измерения объёма фильтрата, объёма фильтрационной корки и давления насоса при различных скоростях подачи. 7. Может показаться парадоксальным, что волокна с проницаемостью выше, чем проницаемость пласта, могут обеспечивать существенное отклонение потока. Но существенное отклонение потока обеспечивается также за счет ограничения потока и перепада давления при входе жидкости в перфорационные отверстия. Лето 2013 — Зима 2013/2014 53 Линейная скорость жидкости, фут/мин 0 Щель 2 мм 32,8 49,2 65,6 82,0 98,4 150 Приток жид Концентрация разлагаемых волокон, фунт/1000 галл. США кости 60 50 Давление, фунт/дюйм2 16,4 40 30 20 0 1 2 3 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Участок закупорки 100 Участок без закупорки 50 80 0 Время, с 5 10 15 20 25 30 Линейная скорость жидкости, м/мин Рис. 6. График зависимости давления от времени, построенный в ходе эксперимента по изучению течения жидкости через щель. — Эксперимент проводили с жидкостью MaxCO 3 Acid, состоящей из 15 мас. % VDA и разлагаемых волокон концентрацией 6 кг/м 3 (50 фунт/1000 галл. США). В течение периода №0 жидкость MaxCO 3 Acid начинала течь через щель, но волокна еще не образовывали пробку. В течение периода №1 давление росло, по мере того как волокна спутывались, образуя пробку в щели. Давление продолжало расти, пока не прореагировала вся кислота. В течение периода №2 давление постепенно снижалось, по мере того как на щель подавали пресную воду , вытеснявшую вязкий кислотный раствор. В течение периода №3 давление в системе стабилизировалось. Белая волоконная пробка целой и невредимой оставалась в щели (см. фото). Рис. 7. Влияние концентрации волокон на закупоривающую способность. — В ходе экспериментов с течением через щель было установлено, что концентрация волокон, необходимая для закупоривания щели и отклонения потока, возрастает с увеличением скорости закачки. 10 000 Кажущаяся проницаемость, мД 1000 100 10 1 0,1 0,1 1 10 100 1000 10 000 Проницаемость керна, мД Рис. 8. Кажущаяся проницаемость в результате закупоривания интервала перфорации волокнами. — По оси абсцисс отложены значения начальной проницаемости керна, а по оси ординат — кажущейся проницаемости интервала после образования волоконной фильтрационной корки проницаемостью 2 Д. Результаты показали, что после закупоривания, когда проницаемость керна превысила приблизительно 1 мД, кажущаяся проницаемость в конце концов стабилизировалась на уровне приблизительно 100 мД и больше не зависела от проницаемости керна. 54 Нефтегазовое обозрение Проницаемость волоконной пробки 2400 мД 1500 мД 400 мД 1000 Проницаемость слоя 30 Д 10 Д 3Д 1Д 100 Скорость закачки Кажущаяся проницаемость пласта, мД 10 000 10 1 0,1 0,1 1 10 100 1000 10 000 Время Проницаемость пласта, мД Рис. 9. Прогнозирование отклонения в модели с кислотной жидкостью MaxCO 3 Acid. — Проницаемость волоконных пробок, создаваемых во время экспериментов с осаждением волокон в модели перфорационных отверстий, составляла от 400 до 2400 мД (слева на рис.). Модель позволяла прогнозировать влияние волоконной пробки на снижение кажущейся проницаемости пласта и отклонение потока. Более эффективное отклонение обеспечивается пробками с меньшей проницаемостью. Модельные исследования также показали, что волоконная фильтрационная корка обеспечивает отклонение жидкости математической модели, позволявшей прогнозировать поведение кислотной жидкости с волокнами в условиях обсаженной и необсаженной скважин; такая математическая модель могла использоваться для оптимизации планов работ по КО. 8 Всего для оценки типовых схем перфорации, проницаемости волоконной фильтрационной корки и пластовых пород было выполнено 340 мелкомасштабных трехмерных экспериментов. Созданная в результате этого модель позволяет ученым отслеживать движение жидкостей и волокон из ствола в пласт, а также распространение каналов, созданных в результате реакции кислоты с карбонатными породами. Кроме того, модель позволяет прогнозировать процесс отклонения жидкости (рис. 9). Продемонстрировав отклоняющие способности жидкостей VDA с волокнами в лаборатории, разработчики приступили к изучению влияния волокон на продуктивЛето 2013 — Зима 2013/2014 благодаря выравниванию проницаемостей слоев обрабатываемого интервала. Например, если интервал состоит из четырех слоев с различной проницаемостью, скорость потока жидкости в более проницаемых слоях снижается, а в менее проницаемых — возрастает. В итоге скорости потока выравниваются, а интервал ведет себя так, как будто весь он характеризуется одной-единственной величиной проницаемости (справа на рис.). Выравнивание скоростей потока происходит быстрее в интервале перфорации в обсаженной скважине из-за меньшей площади поверхности фильтрационной корки. ность пласта после КО. Если волокна будут оставаться в каналах в течение неопределённого времени, их присутствие будет ограничивать приток пластового флюида в скважину. Поэтому наиболее предпочтительным вариантом оказались разлагаемые волокна. После КО такие волокна гидролизуются и разлагаются в течение нескольких дней. Отсутствие волокон в каналах способствует максимальному повышению нефтеотдачи пласта. Более того, разлагаемые волокна состоят из полимеров органических кислот, продукты разложения которых также обладают кислотными свойствами и способствуют дальнейшей интенсификации притока (рис. 10). 9 Результаты лабораторных исследований оказались достаточно обнадеживающими, чтобы приступить к следующему этапу разработки — промысловым испытаниям с целью доказать эффективность и безопасность при приготовлении и закачке жидкости MaxCO 3 Acid с волокнами. 8. Cohen CE, Tardy PMJ, Lesko T, Lecerf B, Pavlova S, Voropaev S and Mchaweh A: “Understanding Diversion with a Novel Fiber-Laden Acid System for Matrix Acidizing of Carbonate Formations,” paper SPE 134495, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, September 19–22, 2010. 9. Подробнее о лабораторных исследованиях ухудшения коллекторских свойств пласта см.: Hill DG, Liétard OM, Piot BM and King GE: “Formation Damage: Origin, Diagnosis and Treatment Strategy,” in Economides MJ and Nolte KE (eds): Reservoir Stimulation, 3rd ed. Chichester, West Sussex, England: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 14-31–1433. 55 120 Время разложения волокон, ч 100 80 60 40 20 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Объём отработанной кислоты при 100°C, % Закрытие на 16 час. Закрытие на 16 час. 10 2% KCI (направление закачки) 2% KCI (направление добычи) Волокна закачиваются с отработанной кислотой (pH = 6,5) 9 Проницаемость, мД 8 7 6 K0 K6 K1 K7 5 N2 K4 K2 K5 4 K3 3 2 1 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Объём раствора, объём порового пространства Рис. 10. Поведение разлагаемых волокон. — Были проведены статические эксперименты в бутылках с погружением разлагаемых волокон в частично отработанный раствор HCl. В результате было установлено, что скорость разложения волокон снижается по мере нейтрализации HCl. Тем не менее полное растворение волокон заняло несколько дней (вверху на рис.). Испытание на керне показало, что кислотные продукты разложения волокон могут продолжать оказывать действие, приводящее к интенсификации притока из пласта (внизу на рис.). В стандартном аппарате для испытания керна при температуре 115°C (239°F) производили закачку 2%-ного раствора KCl в керн известняка, сперва в направлении закачки, затем в противоположном направлении, т.е. в направлении добычи (K0 и K1). Измеряли давление на входе и выходе из керна и по закону Дарси вычисляли начальную проницаемость керна, которая составила 5,1 мД. Затем закачивали частично отработанный 20%ный раствор HCl (pH 6,5) с волокнами (N2). В ходе последующей закачки 2%-ного раствора KCl в обоих направлениях наблюдалось падение проницаемости керна до 3,5 мД (K2 и K3). После 16-часового закрытия началось разложение волокон, при этом проницаемость керна возросла до приблизительно 4,8 мД (K4 и K5). После еще одного 16-часового периода закрытия волокна полностью разложились, и проницаемость керна повысилась до 5,5 мД (K6 и K7), т.е. стала на 8% выше, чем начальная проницаемость (5,1 мД). 56 Промысловая проверка продуктивности Так как объём жидкости, потребляемый при матричной КО, обычно меньше, чем при других методах интенсификации, её приготавливают, как правило, в смесителях периодического действия. При кислотном ГРП требуется значительно больший объём кислотного раствора, поэтому для обеспечения высоких скоростей закачки раствор готовят в смесителях непрерывного действия. В этой связи возникла необходимость разработки методов смешения жидкостей MaxCO 3 Acid как для матричной КО, так и для кислотного ГРП. Основными целями при приготовлении раствора являются безопасное и эффективное диспергирование волокон в жидкости и создание однородной суспензии. Так как волокна очень легкие и мелкодисперсные, необходимо было разработать такие способы смешения волокон с жидкостью VDA, чтобы при этом образовывалась однородная смесь. Эксперименты показали, что однородные смеси MaxCO 3 Acid можно эффективно приготавливать путем периодического смешения в существующем оборудовании (рис. 11). Оборудование для приготовления смеси состоит из резервуара, в который заливают базовую жидкость VDA, и рециркуляционного смесительного бака емкостью 8000 л (50 барр.) с вращающейся лопастной мешалкой. Волокна загружают в резервуар вручную. До начала КО смесь постоянно перемешивается, чтобы предотвратить выпадение из неё волокон. Программируемый смеситель с оптимальной плотностью приготовляемого раствора (Programmable Optimum Density Blender — POD) является стандартным оборудованием компании Schlumberger для непрерывного распределения твердых материалов, например, распределения проппанта в жидкости ГРП, и показал свою эффективность для приготовления смесей MaxCO 3 Acid. Однако выходные отверстия оборудования должны были быть защищены для экранирования персонала от утечек и разбрызгивания жидкости. Нефтегазовое обозрение Рис. 11. Приготовление кислотной жидкости MaxCO 3 Acid в смесителе периодического действия. — Разлагаемые волокна (слева вверху на рис.) легкие и мелкодисперсные, из них трудно получить устойчивую суспензию. Стандартные смесители периодического действия для приготовления кислотных растворов оказались неэффективными. Было найдено, что для создания суспензии волокон в жидкости VDA наиболее пригодны смесители периодического действия для приготовления цементного раствора (слева внизу на рис.). Жидкость VDA подают в лопастной смеситель емкостью 8000 л (50 барр.) (справа вверху на рис.). Волокна в смеситель добавляют вручную, чтобы предотвратить образование комков. После добавления волокон в емкость подают дополнительную порцию жидкости VDA. Перемешивание продолжают до создания смеси с равномерной консистенцией (справа внизу на рис.). Перемешивание для поддержания равномерной консистенции осуществляют и во время КО. Для этого был разработан специальный брызгозащитный комплект, состоящий из поддона под смесителем и пластиковой боковой стенки (рис. 12). Кроме того, был разработан специальный желоб для подачи волокон в смесительный бак. Модифицированный желоб, устанавливаемый непосредственно над смесительным баком, не имеет каких-либо препятствий или изгибов, которые могут помешать равномерному поступлению волокон в раствор. После проверки возможности надёжного приготовления раствора MaxCO 3 Acid в существующем промысловом оборудовании группа исследователей направилась в Катар Лето 2013 — Зима 2013/2014 для промысловых испытаний. Основная цель испытаний - оценка точности модели закачки и отклонения. Промысловые испытания в Катаре Катарское месторождение Норт (North) — это морское газовое месторож дение со сложными условиями для заканчивания скважин и интенсификации притока (рис. 13). Мощность пласта-коллектора — от 1000 до 1300 футов (от 300 до 400 м), углы отклонения скважин от вертикали — до 55°, глубина — до 2000 футов (610 м). Пласт-коллектор сложен чередованием известняков и доломитов с контрастом проницаемости до 100 : 1. Ниже представлена типичная последовательность действий при планировании и проведении обработки жидкостью MaxCO 3 Acid. Для построения модели залежи сперва необходимо выполнить подробное описание скважины-кандидата. В описание входят схемы заканчивания скважины, петрофизические характеристики и данные замеров давления, а также информация о добыче перед проведением КО. По результатам моделирования составляют график закачки, обеспечивающий оптимальный охват всех интервалов и максимальную проницаемость после КО. Во время закачки измеряют величины забойного и устьевого 57 Устройство подачи волокон Рис. 12. Приготовление жидкости MaxCO 3 Acid в смесителе непрерывного действия. — Смеситель POD оборудован специальным устройством подачи волокон (справа вверху на рис.), не имеющим никаких ограничений и изгибов и обеспечивающим равномерное поступление волокон. Под смеситель устанавливают поддон (слева вверху на рис.) для защиты от разливов раствора. Пластиковая боковая стенка вокруг смесительных баков (внизу на рис.) предназначена для дополнительной защиты. ИРАН ИРАН САУДОВСКАЯ АРАВИЯ Месторождение Южный Парс БАХРЕЙН САУДОВСКАЯ АРАВИЯ Месторождение Норт КАТАР 0 0 Рис. 13. Катарское месторождение Норт . — Месторождение открыто в 1970-х годах и является крупнейшим газовым месторождением в мире, с расчетными запасами 25,5 трлн м 3 (900 трлн фут 3 ). На иранской стороне относительно морской границы (черная пунктирная линия) залежь носит название Южный Парс. Продуктивный пласт характеризуется наличием 58 км 50 миль 50 высоких контрастов проницаемости между интервалами — до 100 : 1. Глубина пласта-коллектора — около 3000 м (9800 футов) ниже уровня морского дна, и высокое гидростатическое давление более благоприятно для обработки нижних интервалов, чем верхних, что дополнительно осложняет задачу равномерной обработки пласта за один раз. Нефтегазовое обозрение 10. Закачка «в лоб» (bullheading)— это метод закачки жидкостей в скважину с поверхности без непосредственного контроля поступления жидкости в тот или иной интервал. 11. Thabet S, Brady M, Parsons C, Byrne S, Voropaev S, Lesko T, Tardy P, Cohen C and Mchaweh A: “Changing the Game in the Stimulation of Thick Carbonate Gas Reservoirs,” paper IPTC 13097, presented at the International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, December 7–9, 2009. Лето 2013 — Зима 2013/2014 12 200 12 300 12 400 Измеренная глубина, фут 12 500 12 600 12 700 12 800 12 900 13 000 13 100 13 200 0,1 1 10 100 1000 Проницаемость, мД 40 35 8000 7500 30 7000 25 20 6500 15 6000 10 5500 5000 80 5 0 100 120 Время, мин Жидкость в перфорационных каналах Газ Жидкость MaxCO3 Acid Вода HCI Кислотная жидкость VDA 140 Скорость закачки, барр./мин Рис. 14. Профиль проницаемости. — В опытной скважине на катарском месторождении Норт проницаемость изменяется на четыре порядка. Забойное давление, фунт/дюйм2 давления, и результаты измерений сравнивают с данными моделирования. После КО для дополнительной проверки точности модели производят эксплуатационный каротаж. В первой опытной скважине длина интервала перфорации была равна 290 футам (88 м) на глубине 830 футов (250 м) по стволу в интервале от 12 270 до 13 100 футов (от 3740 до 3990 м). Основными препятствиями для эффективного размещения кислоты были высокие контрасты проницаемости и гидростатическое давление, способствующие поступлению кислоты в основном в нижние интервалы с более высокой проницаемостью (рис. 14). До проведения промысловых испытаний предпочтительным методом отклонения была установка мостовых пробок. Инженеры компании Schlumberger для проведения матричной КО выбрали метод закачки «в лоб» (bullheading) с приготовлением раствора в смесительном баке. 10 Закачку проводили чередованием пачек по 290 барр. (46 м 3 ) 28%-ного раствора HCl и по 320 барр. (51 м 3 ) MaxCO 3 Acid с концентрацией разлагаемых волокон 75 фунт/1000 галл. США (9,0 кг/м 3 ). Для создания однородной суспензии волокон до и после закачки жидкости MaxCO 3 Acid проводили закачку буферных пачек жидкости VDA объёмом 160 барр. (25 м 3 ). Во время закачки моделируемые и измеренные забойные давления были близки. Это подтвердило правильность предположений о механизмах отклонения жидкости MaxCO 3 , описанных при помощи модели (рис. 15). После успешной обработки первой скважины были проведены еще 10 КО с аналогичными результатами. 11 Поведение кислоты с волокнами со- 160 Измеренное забойное давление Смоделированное забойное давление Скорость закачки Рис. 15. Смоделированные и измеренные давления во время промысловых испытаний на катарском месторождении Норт . — Было закачано 4 пачки 28%-ного раствора HCl и жидкости MaxCO 3 Acid. Закачку буферной пачки отклоняющей жидкости VDA производили до и после закачки MaxCO 3 Acid для обеспечения однородности суспензии. Превосходное согласие между измеренным (синяя кривая) и смоделированным (черная кривая) забойными давлениями подтверждает адекватность модели закачки MaxCO 3 Acid. 59 ответствовало прогнозам, отклонение жидкости было обеспечено без применения механических методов. Продолжительность заканчивания, перфорации, КО и очистки скважин в результате применения MaxCO 3 Acid сократилась на 2—4 дня, что соответствовало экономии от 480 000 до 960 000 долл. США на каждой скважине. Экологический эффект выражался в 72%-ном сокращении выбросов парниковых газов благодаря сокращению объёмов сжигания на факеле. После получения положительных результатов промысловых испытаний в Катаре было принято решение о внедрении жидкости MaxCO 3 Acid для КО и в других регионах. США МЕКСИКА Месторождение Хухо-Текоминоакан Штат Табаско Вильяэрмоса 0 0 км 50 миль 50 Рис. 16. Месторождение Хухо-Текоминоакан. — Этот регион считается одним из наиболее продуктивных нефтегазодобывающих регионов южной Мексики. Равномерная обработка пластов осложняется наличием в них естественных трещин. Название жидкости Объём пачки, м3 Промывочная пачка Ароматический растворитель 10 Кислота Смесь HCl и муравьиной кислоты 20 Отклонитель Жидкость MaxCO3 Acid 5 Буферная пачка 1 Промывочная пачка 3%-ный раствор NH4Cl Ароматический растворитель 10 Кислота Смесь HCl и муравьиной кислоты 20 Отклонитель Жидкость MaxCO3 Acid 5 Буферная пачка Промывочная пачка 3%-ный раствор NH4Cl Ароматический растворитель 10 Кислота Смесь HCl и муравьиной кислоты 20 Промывочная пачка Азот Название пачки Скорость закачки азота, м3/мин 1 80 80 150 Рис. 17. График закачки для матричной КО на месторождении Хухо-Текоминоакан. — В ходе 11-стадийной КО производили закачку пачек ароматического растворителя для очистки перфорационных каналов, смеси HCl и муравьиной кислоты, жидкости MaxCO 3 Acid и буферного раствора хлорида аммония. В составе последней пачки был азот N 2 для повышения качества очистки скважины. 60 Оптимизация добычи в южной Мексике Месторождение Хухо-Текоминоакан, разрабатываемое компанией Petróleos Mexicanos (PEMEX), расположено в 60 км (40 милях) от города Вильяэрмоса, штат Табаско, на юге Мексики (рис. 16). Фонд скважин состоит из 48 добывающих и 19 нагнетательных скважин для поддержания пластового давления. Средняя глубина продуктивных интервалов — 5000 м (16 400 футов), пластовая температура — от 120 до 160°C (от 250 до 320°F). Добыча обычно ведется из нескольких интервалов перфорации, плотность естественных трещин изменяется в больших пределах. В результате контраст проницаемости между интервалами может достигать 1000:1. Поэтому обеспечение равномерности обработки всех интервалов во время КО является наиболее сложной задачей. Одна из типовых скважин на месторождении, законченная бурением в 2005 году, проходит сквозь два продуктивных интервала: 5274 — 5294 м (17 303 — 17 369 футов) и 5308 — 5340 м (17 415 — 17 520 футов). Пластовая температура — 137°C (279°F), давление — 22,8 МПа (3300 фунт/дюйм 2 ). Пористость — от 5 до 8%. Проницаемость верхнего и нижнего интервалов — 1000 мД и 3 мД, т.е. контраст проницаемости составляет 333 : 1. Начальный дебит составлял Нефтегазовое обозрение 3,500 2,500 2,000 1,500 Начало закачки MaxCO3 Acid 1,000 500 0 Январь 2009 г. Июль 2009 г. Октябрь 2009 г. Январь 2010 г. Апрель 2010 г. Рис. 18. История добычи на скважине компании PEMEX на месторождении Хухо-Текоминоакан. — Начальный дебит по нефти составлял 1278 барр./сутки (203 м 3 /сут). Дальнейшие матричные КО по стандартной технологии не позволили добиться стабильного роста добычи. После проведения КО с MaxCO 3 Acid в декабре 2009 года объём добычи нефти увеличился до 3000 барр./сутки и стабилизировался на уровне 1600 барр./ сутки, выше начального дебита. ИРАН ИРАН САУДОВСКАЯ АРАВИЯ ЕГИПЕТ БАХРЕЙН Месторождение Южный Гавар КАТАР ОБЪЕДИНЕННЫЕ АРАБСКИЕ ЭМИРАТЫ 0 0 Нефть Лето 2013 — Зима 2013/2014 Апрель 2009 г. Дата Увеличение объёма добычи газа в Саудовской Аравии Основными объектами для КО в С а удовск о й Ар ави и б ы л и о бш и рн ы е зал ежи , с лож е н н ы е и з ка рб о н а т н ых пор од . В р е г и о н е при м е н ял и все техн о лог и и о бра бо т ки ка рбо 12. Martin F, Quevedo M, Tellez F, Garcia A, Resendiz T, Jimenez Bueno O and Ramirez G: “Fiber-Assisted Self-Diverting Acid Brings a New Perspective to Hot, Deep Carbonate Reservoir Stimulation in Mexico,” paper SPE 138910, presented at the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Lima, Peru, December 1–3, 2010. Добыча нефти 3,000 Дебит по нефти, барр./сутки 1278 барр./сут ки (203 м 3 /сут ки). В пери од с 2006 по 2009 год компания PEMEX выполнила несколько КО с исполь зованием традиционных кислот ных растворов и методов отклонения. Увеличение дебитов наблюдалось сразу же после каждой КО, однако стабилизировать дебиты не удалось, и их падение продолжилось. В 2009 году компания PEMEX приняла решение о выполнении опытной закачки жидкости MaxCO 3 Acid в надежде обеспечить равномерность обработки и получить долговременный эффект от КО в двух продуктивных интервалах. 12 Компания Schlumberger произвела КО методом закачки «в лоб» путем последовательной подачи 30 м 3 (7800 галл. США) ароматического растворителя для очистки перфорационных каналов, 60 м3 (15 600 галл. США) смеси HCl и муравьиной кислоты, 10 м3 (2600 галл. США) MaxCO3 Acid с концентрацией волокон 90 фунт/1000 галл. США (11 кг/м3) и 2 м3 (520 галл. США) буферного раствора хлорида аммония (рис. 17). Скорость закачки изменялась в пределах от 8,2 до 15 барр./мин (от 1,3 до 2,4 м3/мин). Последняя пачка содержала азот для ускорения очистки скважины. Добыча углеводородов началась в течение 3 дней после КО. Начальный дебит нефти составил 3000 барр./сутки (480 м3/сутки), превысив прогноз PEMEX. Спустя три месяца средний дебит по нефти стабилизировался на уровне 1600 барр./сутки (250 м3/сутки) (рис. 18). После получения положительного результата первой КО компания PEMEX продолжила закачку MaxCO3 Acid в других скважинах на месторождении. км САУДОВСКАЯ АРАВИЯ 100 миль 100 Газ Рис. 19. Месторождение Южный Гавар на востоке Саудовской Аравии. Продуктивные пласты свиты Хуфф состоят из разнородных карбонатных пород. Проницаемость и пористость изменяются в широких пределах в интервале от 100 до 200 футов (от 30 до 60 м), что осложняет отклонение кислотного раствора. 61 н атн ых п ор од , от про с т ы х ки сл о т н ых пром ывок д о ма сш т а б н ы х ки с лотн ых ГРП. Осн овн ой о б ъё м г а з а в С а уд о в ск ой Ар ави и д о б ы в а ю т и з с в и т ы Хуфф (K huff), р а с по л о ж е н н о й в восточ н о й ч ас ти с т ра н ы ( ри с . 1 9 ). С вита Ху ф ф отлич а е т с я кра й н е й н еоднор од н о с ть ю, с в а ри а ци ям и прони ц ае м о с ти от 0, 5 д о 1 0 м Д и порис то с ти от 5 д о 1 5 % . Он а с о стоит г лавн ым о бра з о м и з ка л ь цита и д оло м и та, ч е ре д ую щ и х ся с проплас тк ам и ан г и д ри т а . С ре д н ие т е м п е р ату р а и д а в л е н и е — 280°F (1 3 8 ° C ) и 7 5 0 0 ф ун т / д ю й м 2 (52 М Па) с оо тве тс т в е н н о . 13 И н ж е нер ы к ом па ни и Saudi A r a m co пр и мени ли технологи ю з а ка ч ки M a xCO 3 Ac id в ходе нес ко л ь ки х м а тр и ч ны х К О и во вс ех с л уч а ях получ и ли положи тельн ы е рез ульта ты . В с лед з а эти м и ус пе х а ми , к ом па ни я S a u d i Ar a mc o при н ял а р ешени е о пр оведени и 2 5 ки слотны х Г РП с и с польз ова н и е м жи дк ос ти M a xCO 3 Ac id . В осе м ь с т а ди й к и с лотного Г РП бы ли про в е д ены в тр ех с к ва жи на х, з а ко н ч е н ны х необс а женны ми с твол а м и с многои нтер ва льны м Г РП , о бе спе чи ва ющи м непр ер ы внос ть в ы по л нени я р а бот. 14 О с та льны е КО предс та вля ли с обой однос та - ди й ны е з а к а ч к и , к о т о рые был и вы полнены в вер ти к ал ьных и нак лонно-на пр а вленны х скважинах с з а цем енти р ова нны ми перфо риро ва нны м и хвос тови к а ми. 1 5 О дна и з к и с лотных о брабо т о к бы ла вы полнена в з а цемент иро ванной и пер фор и р ова нно й скважине с углом отк лонени я о т верт икал и 6 5 °. В центр а льной част и мест о р ождени я в и нтер ва л е 240 фу т о в (7 3 м ) з а лега ют тр и п ро ду кт ивных пла с та . Н а ос нова ни и данных кар ота жа в необс а женно м ст во л е был с дела н вы вод, ч то д л я выпо л нени я пла новы х пок а з а тел ей до бычи к омпа ни и S a u d i Ar a mco нео бхо ди- График закачки Название пачки Скорость закачки, барр./мин (м3/мин) «Подушка» ГРП Кислота 1 Объём пачки, галл. США (м3) 20 (3,2) Сшитый гель, 35 фунтов 9000 (34) 0 20 (3,2) Эмульгированная кислота SXE 9000 (34) 28 «Подушка» ГРП 30 (4,8) Сшитый гель, 35 фунтов 3000 (11) 0 15 Отклонитель 1 30 (4,8) Жидкость MaxCO3 Acid 3000 (11) «Подушка» ГРП 30 (4,8) Сшитый гель, 35 фунтов 9000 (34) 0 Кислота 2 30 (4,8) Эмульгированная кислота SXE 9000 (34) 28 «Подушка» ГРП 35 (5,6) Сшитый гель, 35 фунтов 3000 (11) 0 15 Отклонитель 2 35 (5,6) Жидкость MaxCO3 Acid 3000 (11) «Подушка» ГРП 40 (6,4) Сшитый гель, 35 фунтов 9000 (34) 0 Кислота 3 40 (6,4) Эмульгированная кислота SXE 9000 (34) 28 «Подушка» ГРП 40 (6,4) Сшитый гель, 35 фунтов 3000 (11) 0 15 Отклонитель 3 40 (6,4) Жидкость MaxCO3 Acid 3000 (11) «Подушка» ГРП 40 (6,4) Сшитый гель, 35 фунтов 10 000 (38) 0 Кислота 3 40 (6,4) Эмульгированная кислота SXE 9000 (34) 28 Промывочная пачка 1 40 (6,4) Промывочная пачка 7000 (26) 0 Отклонитель 4 10 (1,6) Жидкость MaxCO3 Acid 3000 (11) 15 Кислота 4 10 (1,6) 28% HCl 7000 (26) 28 Промывочная пачка 2 10 (1,6) Промывочная пачка 5000 (19) 0 Рис. 20. График закачки для кислотного ГРП в Саудовской Аравии. — Суммарный объём жидкости составил 124 200 галл. США (2960 барр. или 470 м 3 ), что позволило одновременно обработать три интервала без применения каких-либо механи- 62 Концентрация кислоты, % Название жидкости ческих способов отклонения. Простота обработки позволила сэкономить трое суток работы буровой установки, что привело к значительной экономии средств. Нефтегазовое обозрение 13. Rahim Z, Al-Anazi HA, Al-Kanaan AA and Aziz AAA: “Successful Exploitation of the Khuff-B Low Permeability Gas Condensate Reservoir Through Optimized Development Strategy,” Saudi Aramco Journal of Technology (Winter 2010): 26–33. Лето 2013 — Зима 2013/2014 15 000 12 200 10 100 10 800 85 9400 Давление разрыва Скорость закачки, барр./мин 1115 Забойное давление закачки Скорость закачки 13 600 Давление, фунт/дюйм2 мо пр ове с ти од н о в ре м е н н ую о б ра ботк у вс е х тр е х и н т е рв а л о в . Б ыл р азр аб отан пл а н ра бо т по к исло тн о м у ГРП, з а кл ю ч а ю щ и й с я в за к ач к е 1 9 ч е р е д ую щ и х ся па ч е к сл едую щи х ж и д к о ст е й : ж и д ко с т ь ГРП и з с ши тых б о ра т а м и по л и м е ров на о с н о ве г у а ро в о й см о л ы с к он це н тр ац и е й 3 5 ф ун т / 1 0 0 0 г а л л . С ША (4 ,2 к г / м 3 ), 28 % -н ы й ра с тв ор э м у ль г и р ова н н о й ки сл о т ы SX E s up e rX д ля з а м е д л е н и я с ко рости р ас ход а к и с л о т ы , 2 8 % -н ы й ра ство р HC l и 1 5 % -н ы й ра ст в о р MaxCO 3 Ac i d с р аз л а г а е м ы м и в о л ок н ам и с к о н ц е н т ра ци е й о т 75 д о 175 фун т/ 1 0 0 0 г алл . С Ш А ( о т 9 д о 21 к г/ м 3 ) (р и с . 2 0 ). П о сл е о бра бо т к и пл ас та п е р во й па ч ко й M a x C O 3 Acid б ыл заф и к с и р о в а н ро с т з а б о й н ого д авле н и я н а 4 5 00 ф ун т / д ю й м 2 (31 М Па). Э то б ы л пе рв ы й ра з , к огда так ой с и ль ны й ро с т д а в л е н ия наб люд алс я в э т о м ка рб о н а т н ом плас те , ч то с ви д е т е л ь с т в о в а л о об отли ч н ом к о н тро л е ф и л ьт ра ци и и отк л о н е н и я р ас т в о ра ( ри с . 21 ). Б олее тог о , заб ой н о е д а в л е н и е пре вышал о д авле н и е р а з ры в а по ч т и н а всем п р отя ж е н и и з а ка ч ки , ч е г о ра н ее бы ло н е во зм ожн о д о би т ь с я при помощ и тр ад и ц и о н н ы х т е х н о л о г и й отк л он е н и я . После КО скважина была очищена менее чем за три дня. В прошлом для очистки скважины требовалось от 4 до 5 дней. До КО дебит газа был равен 8 млн фут 3 /сутки (230 000 м 3 /сутки) при устьевом давлении 2060 фунт/дюйм 2 (14,2 МПа). После КО дебит составил 23 млн фут 3 /сутки (650 000 м 3 / сутки), т.е. почти в 3 раза выше, чем до КО, при устьевом давлении 2230 фунт/дюйм 2 (15,4 МПа). Отличные результаты КО с волокнами 70 8000 55 6600 40 5200 25 3800 2400 10 1000 10 30 50 70 90 110 130 150 170 Время обработки, мин Рис. 21. Давление и температура. — В ходе проведения кислотного ГРП на скважинах компании Saudi Aramco скорость закачки (синяя линия) изменялась от 10 до 40 барр./мин (от 1,6 до 6,4 м 3 /мин), забойное давление закачки (красная линия) было выше давления разрыва пласта (черная пунктирная линия) практически на протяжении всего ГРП. Синие вертикальные столбцы обозначают периоды времени поступления MaxCO3 Acid в перфорационные каналы. наблюдались и в других скважинах данного региона. Уст ранени е необходи м ос ти и с по л ь з о в а ни я меха ни ч ес к и х с р едс тв о т кл о н ени я поз воли ло с ок р а ти ть про д о л жи тельнос ть р а бот по з а ка н ч и в ани ю и и нтенс и фи к а ци и на 6 с ут о к , ч то пр и вело к с ок р а щен и ю ра с ходов в с умме от 4 8 0 0 0 0 д о 60 0 0 0 0 долл. США. В р ез ульт а т е ж и дк ос ть M a xCO 3 Ac id с та ли ш и ро ко пр и меня ть в ходе мер опри ят и й по и нтенс и фи к а ци и пр и т о ка н а мес тор ождени я х к омпа ни и S a u d i A r a mc o. Повыш ени е нефтеотд а чи на ш ельфовых месторо ждения х Б р аз и ли и В Южной Ам ер и к е по дсо л евые толщи вк люч а ют в с ебя гру ппу нефтенос ны х к а р бона тных пл аст о в, р а с положенны х на шел ь ф е вдо л ь побер ежья Бр а з и ли и ( рис. 22). 1 6 П р одук ти вны е пла с т ы зал егаю т на глуби на х от 4 5 0 0 д о 6500 м ( о т 1 4 8 0 0 до 2 1 3 0 0 футов) , непо средс твенно под толщей э вапо рит о в мощнос тью 2 0 0 0 м (6500 фу т о в) . П ла с това я темпер а тура — о т 60 до 1 3 3 °C (от 1 4 0 до 2 7 2 °F) . 14. Aviles I, Baihly J and Liu GH: “Multistage Stimulation in Liquid-Rich Unconventional Formations,” Oifield Review 25, no. 2 (Summer 2013): 26–33. В русском переводе: А. Эвилс, Д. Бейли и Г. Х. Лю: «Многоинтервальная интенсификация притока из нетрадиционных коллекторов с высоким содержанием жидких углеводородов», Нефтегазовое обозрение, Сборник II, избранные статьи из журнала «Oilfield Review», том 25, № 2 (лето 2013 г.); том 25, № 3 (осень 2013 г.); том 25, № 4 (зима 2013 — 2014 гг.): 18–29. 15. Jauregui JL, Malik AR, Solares JR, Nunez Garcia W, Bukovac T, Sinosic B and Gürmen MN: “Successful Application of Novel Fiber Laden Self-Diverting Acid System During Fracturing Operations of Naturally Fractured Carbonates in Saudi Arabia,” paper SPE 142512, presented at the SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain, September 25–28, 2011. 16. Beasley CJ, Fiduk JC, Bize E, Boyd A, Frydman M, Zerilli A, Dribus JR, Moreira JLP and Pinto ACC: “Brazil’s Presalt Play,” Oilfield Review 22, no. 3 (Autumn 2010): 28–37. 63 ЮЖНАЯ АМЕРИКА 0 1000 2000 Перекрывающие породы БРАЗИЛИЯ Бассейн Эспириту-Санту Глубина, м 3000 Рио-де-Жанейро Сан-Паулу 4000 Соль 5000 Бассейн Кампуш 6000 Куритиба Подсолевая нефтяная залежь 7000 Бассейн Сантус 8000 0 0 км 500 миль Рис. 22. Подсолевые залежи в Бразилии. — Крупнейшие разрабатываемые месторождения расположены главным образом на шельфе (слева на рис.). Залежи сложены карбонатными по- П роду к ти вн ый ка рбо н а т н ы й к олл е к то р о б р азов а л ся в ре з ул ь та те отло ж е н и я ра куш е ч н и ка с посл ед у ющи м д и а г е н е з о м . Та ки е к олл е к то р ы, н азы в а е м ы е ра кушечни к о вым и , о тл и ч а ю т с я бо л ь шой и зм е н ч и вос т ь ю х а ра кт е ри стик . Пор и с то с ть и з м е н яе т ся о т 5 до 18%, п р он и ц ае м о ст ь — о т м е н е е чем 0,0 0 1 м Д д о н еско л ь ки х д е сят к ов мД . Так ая н е о д н о ро д н о с т ь о со бенно с и ль н о о с ло ж н яе т о т кл о н е н ие ра с твор а во вр е м я КО. И н ж е н е р ы к ом п а н и и P e t r o br a s прин я ли р е ше н и е о б и с пы т а н и и техн оло г и и зак ач ки ж и д ко с т и 64 500 9000 родами, перекрываемыми мощной толщей эвапоритов (справа на рис.). Глубина залегания пласта-коллектора — от 4500 до 6500 м (от 14 800 до 21 300 футов). M a x C O 3 Ac id с волок на м и в одной и з скв а жи н на м ес тор ождени и П и ра м бу (Pir a mb u ). С помощью модел и з а ка ч к и и отк лонени я к и с лоты ко м па н и я S c hlu mb er ger р а з р а бот а л а пла н р а бот по ма тр и ч ной К О в и н т е р ва ле от 4 5 0 0 до 4 5 7 0 м (от 1 4 8 0 0 до 1 5 0 0 0 футов). В с оответс т в и и с р ез ульта та ми м одели р ова н и я, д л я К О потр ебова ла с ь з а к а ч к а « в л о б» 1 3 па ч ек р а с твор а в объ ём е 7 9 0 б а рр . (1 2 , 6 м 3 ), в том ч и с ле 1 5 % -н ого р а с твор а H Cl, жи дк ос ти V D A и жи дк ос ти M a xCO 3 Ac id с ко н це н т р а ци ей волок он от 1 0 0 до 1 2 0 ф унт/1 0 0 0 га лл. США (от 1 2 до 1 4 к г/м 3 ). П ер ед закачко й кислоты в с к ва жи ну з а к ачивал и смесь с олевого р а с твор а и HCl с взаимны м р а с твор и телем — мо но бу т иловы м эфи р ом. 17 П ос ле КО в скважи ну з а к а ч и ва ла с ь еще о дна пачка H Cl с вз а и мны м р аст во рит ел ем, пос ле ч его с к ва жи на про мывал ась ди з ельны м топли вом . Ско ро ст ь зак а ч к и и з м еня ла с ь от 5 барр./мин (0 , 8 м 3 /ми н) во вр емя закачки пач ек M a xCO 3 Ac id до 10 барр./мин (1 , 6 м 3 /ми н) во вр емя закачки HCl и до 2 0 ба р р ./ми н (3 , 2 м 3 /мин) при з а к а ч к е отк лоня ющего раст во ра V DA (р и с . 2 3 ). Нефтегазовое обозрение 8000 HCl со взаимным растворителем 15% HCl Жидкость VDA Жидкость MaxCO3 Acid 40 8000 36 7000 7500 32 5000 4000 3000 6500 24 20 6000 16 5500 12 2000 Забойное давление, фунт/дюйм2 7000 28 Скорость закачки, барр./мин Устьевое давление, фунт/дюйм2 6000 5000 8 1000 0 4500 4 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 4,000 10 000 Время, с Рис. 23. Матричная кислотная обработка. — В подсолевой скважине на бразильском шельфе была выполнена кислотная обработка с попеременной закачкой 13 пачек 15%-ного раствора HCl, отклонителя VDA и кислотной жидкости MaxCO3 Acid на различных скоростях (синяя кривая). До и после КО в сква- П осл е оч и с тк и с кв а ж и н ы д л я оценки э ф ф е к ти вно ст и КО про в о дил и э к с п лу атац и о н н ы й ка ро т а ж . Е го р е зу льтаты п о ка з а л и при т о к из все х о б р аб о тан н ы х и н т е рв а л о в в соот ве тс тви и с про г н о з о м , по л ученны м п р и м од е ли ро в а н и и . П о с л е этого к о м п ан и я Pe t r o br a s про д о л ж ил а п р и м е н я ть ж и д ко ст ь M a x C O 3 Acid д ля об р аб отк и скв а ж и н . Усовершенствование технологии КО с помощью MaxCO 3 Acid На м ом е н т н ап и са н и я эт о й с т а тьи в р азли ч н ых ре г и о н а х м и ра был о в ып олн е н о б о л е е 3 0 0 ки с л о т н ых об р аб ото к п р и по м о щ и с и ст е мы MaxC O 3 Ac i d. В д о по л н е н и е к описанн ым выше при м е ра м , ки слотн ые об р аб отк и в ы по л н ял и сь н а ск в ажи н ах в К азах ст а н е , А н г о л е , К ана д е , С ША, Ку в е й т е и н а Ка спии. Лето 2013 — Зима 2013/2014 жину закачивали смесь 15%-ного раствора HCl с взаимным растворителем. В ходе выполнения КО устьевое давление (красная кривая) и забойное давление (зеленая кривая) возрастали, что свидетельствовало об отклонении потока в интервалы с меньшей проницаемостью. П о м ер е р ос та к оли ч ес тва К О , по по л н ени е ба з ы да нны х будет спо со б с твова ть пос тоя нном у с ов е рш е н с твова ни ю модели и повы ш е н и ю эффек ти внос ти м ер опр и я т и й по и нтенс и фи к а ци и пр и ток а и з т ре щи нны х к а р бона тны х к олл е кт о ро в. О пи с ы ва емы й в с та тье м е т о д поз воля ет с ок р а ти ть и ли уст ра н ить необходи м ос ть пр и м ен е н и я у плотня ющи х ша р и к ов и ли па ке ро в, ч то пр и ведет к эк оном и и сре д с т в и с ни жени ю ур овня р и ско в . В н а стоя щее вр емя пр оводя тс я ра б о т ы по с овм ес тному пр и м енен и ю т ехнологи и M a xCO 3 Ac id и спус ка ем ы х на Г Н К Т и нс тр умент о в с е р и и ACT iv e. Инс тр ументы AC T ive ос на щены р а с пр еделенны м и д а т ч и к а ми тем пер а тур ы , поз в о л яю щи м и на блюда ть з а ходом з а ка ч ки жи дк ос ти в р ежи ме р еа ль- ного вр емени и опер ат ивно изменя ть гр а фи к з а к а ч к и. Такая гибк ос ть с пос обс твует дал ьнейшему повы шени ю эффек ти в но ст и КО с пр и м енени ем волок он в качест ве с р едс тва отк лонени я п о т о ка. — Э. Б. Н. 17. Взаимные растворители — это химические вещества, в которых могут растворяться как водорастворимые, так и водонерастворимые соединения. Эти растворители могут применяться для предотвращения образования эмульсий, снижения поверхностного натяжения и обеспечения гидрофильности пород. 65