3.Выводы лабораторных экспериментов, результаты промысловых испытаний
Лабораторные испытания проводились с соблюдением условий приближенного моделирования с водо- и нефтенасыщенной дезинтегрированной средой коллекторов.
Анализ полученных экспериментальных данных позволил сделать следующие выводы:
1. Сухие кислоты имеют значительно меньшую скорость растворения карбонатного и терригенного пластов по сравнению с растворами «чистой» соляной кислоты.
2. При растворении нефтенасыщенного коллектора не происходит увеличения вязкости нефти и образование стойких водонефтяных эмульсий.
3. Сухие кислотные составы обладают низкой коррозионной активностью (скорость коррозии в 10 раз меньше чем у ингибированной соляной кислоты).
4. Применение сухих кислот исключает протекание какой-либо химической реакции в процессе хранения и транспортировки.
Промысловые испытания обработки призабойной зоны сухими кислотными составами проведены в НГДУ «СН» в октябре 2012 года. Обработки проводились силами СУПНПиКРС на «НТ».
17.10.2012 проведена ОПЗ сухим кислотным составом на добывающей скважине №3205 Восточно-Сургутского месторождения, на которой был проведен повторный ГРП 11.10.2012. Скважина запущена в работу 08.11.2012. На 01.02.2013 параметры работы скважины: Qж=51м3/сут, обв.=34%, Qн=30т/сут, Ндин=1528м. (рис.1)
Рис.1 Карта разработки на 01.02.2013г
Прирост по дебиту жидкости составляет 37м3/сут, по дебиту нефти – 23,2т/сут. Следует отметить, что при запуске скважины из бурения 30.08.2010 дебит скважины по нефти составлял 16,7 т/сут. (рис.2)
Рис.2 Режим работы скважины 3205
Рис. 2.1 Прирост по нефти и жидкости
22.10.2012 проведена ОПЗ сухим кислотным составом на нагнетательной скважине №5010 Восточно-Сургутского месторождения. Скважина запущена в работу 22.10.2012. На 01.02.2013 параметры работы скважины: Qпр=74м3/сут при Рзак=180атм. (рис.1)
Рис.3 Карта разработки на 01.02.2013г
Прирост по приемистости составил 73м3/сут. (рис.4)
Рис.4 Режим работы скважины 5010
4. Применение сухих кислотных составов при грп
Наряду с прочими нефтегазодобывающими предприятиями, НГДУ «Сургутнефть» часто сталкивается с проблемой, когда после проведения ГРП продуктивность скважин значительно ниже, чем планировалось. В большинстве случаев это связано с тем, что внутри трещины и на ее стенках осталось достаточное количество геля, который препятствует притоку жидкости в скважину (рис.5)
Рис.5 Проппант, покрытый коркой геля ГРП
Применение стандартных кислот дает либо краткосрочный эффект, ввиду активного протекания реакции в прискваженной зоне. Либо отсутствие эффекта вовсе, вследствие растворения проппанта уменьшается диаметр трещины («захлопывание трещины»).
Таким образом, применение сухого кислотного состава (как заключительный этап ГРП) имеющего замедленную скорость реакции и как следствие возможность продавливания на максимальное расстояние, обеспечит сведение к минимуму отрицательных эффектов после ГРП.