Реагентная обработка в призабойной зоне пласта

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Механизм снижения проницаемости и методы воздействия на породу в призабойной зоне пласта

Начальная или базовая проницаемость коллектора, характеризуемая структурой капиллярных каналов, может быть нарушена при проводке скважин в процессе бурения, крепления и освоения, а также при ремонте скважин, когда происходит загрязнение от проникновения соответствующих рабочих жидкостей, а также физико-химическое и механическое нарушения. Причем, ввод механических примесей в ПЗП в наибольшей степени относится к категории нагнетательных скважин, когда в пласт нагнетается пресная или сточная воды без достаточной степени очистки, представленная остаточной окисленной загущенной продуктами коррозии или мехпримесями нефтью. Воздействие на ПЗП с целью повысить продуктивность пласта предусматривает только восстановление или увеличение проницаемости коллектора. Применительно к скелету породы восстановление и увеличение проницаемости К проводят в большей степени путем кислотного воздействия. Механизм кислотного воздействия на ПЗП основан на вступлении в реакцию определенной части скелета с кислотой, в результате чего происходит растворение или разрушение породы.

Наибольшее распространение имеют воздействия на ПЗП соляной НСL и фтористоводородной HF кислотами. Кроме них применяются уксусная СН₃СООН, серная H₂S04, сульфаминовая NH₂SO₃H кислоты, а также смеси органических и неорганических кислот.

Многообразие всех пород, слагающих нефтеносные коллекторы, может быть охарактеризовано тремя наиболее представительными горными породами: известняком, доломитом и песчаниками. Наиболее распространенными сопутствующими породами являются мергели, глины, аргиллиты и алевролиты. Некоторые часто встречающиеся сочетания пород, слагающие продуктивные пласты, приведены в табл. 1. Поэтому метод и эффективность воздействия на горные породы определяются, в основном, типом и литологической характеристикой пород. Причем, надо иметь в виду, что каждая порода реагирует с кислотой избирательно.

Воздействие кислот на наиболее распространенные горные породы приведено в табл. 2. Соляная кислота хорошо реагирует с породами, имеющими в своем составе ионы Са, Mg, Na. При воздействии с известняком образует растворимые в воде соли, водную фазу и углекислый газ. Выделяющийся при этом CO₂ оказывает положительное влияние на ПЗП, особенно на режимах с температурой в пласте выше критической (более 31,2°С), при которой СО₂ находится в газовой фазе. В момент пуска скважины в работу и ее освоения СО₂ способствует растворению асфальто-смоло-нарафиновых отложений (АСПО) вблизи ПЗП и более интенсивному выносу продуктов реакции. Реакция соляной кислоты с глинами и глинистыми компонентами пород протекает с растворением окислов щелочных и щелочноземельных металлов, однако при этом происходит гелеобразование, которое усиливается с ростом содержания НСL в рабочем растворе и является процессом нежелательным.

Фтористоводородная кислота взаимодействует с окислами кремния и его соединениями, например, с кварцевым песком, алюмосиликатом (см. табл. 2). Реакция фтористоводородной кислоты с окислом кремния протекает медленно с образованием растворимого твердого осадка в воде. Быстротечная реакция проходит при взаимодействии HF с алюмосиликатами.

Уксусная кислота взаимодействует достаточно хорошо с известняком, доломитом, сидеритом с образованием растворимых в воде продуктов реакции. С глинистыми составляющими породы практически не вступает в реакцию, однако при взаимодействии высококонцентрированной (более 60%) уксусной кислоты с высокоминералированной водой хлоркальциевого типа происходит выпадение солей в осадок.

Таблица 1. Коллекторские свойства нефтегазоносных горизонтов Пермской области

Месторождение	Возраст продуктивных горизонтов	Литологическая характеристика	Пористость, %
	период, отдел	подотдел, ярус, гориз.
Куедин-ское	Д3	Пашийский	Песчаники мелкозернистые, Кварцевые, слабосцементированныес прослоями алевролитов	15 - 23
	С1	Угленосный	Песчаники разнозернистые	14,7
	P1	Сакмарский	Известняки	4 - 28
Северо-камское	Д3	Пашийский	Аргиллитово-песчаниковая пачка, с прослойками алевролитов	15,7
»	С2	Верейский	Известняки и доломиты, с прослоями мергелей III - свиты А	6,5
»	С2	»	Мергели доломитовоизвестняковые и известняки IV - свиты А	17,3
»	С2	»	Известняки и мергели с про-слойками алевролита V - свиты А	13,5
»	С2	»	Известняки в различной степени доломитизированные VI - свиты А	9,7

Серная кислота. Концентрированная серная кислота достаточно эффективно вступает в реакцию с карбонатными составляющими горной породы, однако, при этом выпадают кристаллы солей в осадок, что приводит к закупорке пор и трещин. При взаимодействии с породой в среде с пластовыми флюидами выделяется значительное количество тепла, генерируются поверхностно-активные вещества от реакции H₂S0₄ с большинством компонентов нефти. Эти свойства серной кислоты положительно сказываются в большей степени при использовании ее для целей повышения нефтеотдачи пластов.

Таблица 2. Типовые характеристики взаимодействия горных пород с кислотами

Наименование кислоты и ее химическая формула	Горная порода и компонент, реагирующий с кислотой	Химическая реакция взаимодействия	Результаты реакции
Соляная кис-лота НС1	Известняк СаСОз	СаСО3 + 2НСl = СаСl2 + Н2O + СО3	Продукт растворения - хлористый кальций, является водорастворимой солью
	Доломит CaMg(C03)2	CaMg(CO3)2 + 4HCI = = CaCl2 + MgCl2 + 2H20 + CO2	Хлористый магний - также водорастворимая соль
Фтористоводо-родная кислота HF	Силикатный материал: зернистый кварц SiO2	SiO2 + 4HF = H2SiF6+2H20	Медленно протекает реакция с образованием водорастворимых осадков
Фтористоводо-родная кислота HF	Алюмосиликат H4AI2Si2O9	H4AI2Si2O9 + 12HF = = 2AIF3 + 2H2SiF6 + 9H2O	Быстротечная экзотермическая реакция с образованием водорастворимых продуктов
Уксусная кис-лота СНзСООН	Известняк	СаСО3 + 2СН3СООН = = Са(СН3СОО)2 + Н2О + СО2	Продукты реакции хорошо растворимы в воде
	Доломит	СаМg(СО3)2 + 4СН3ООН = Са(СН3СОО)2 + Мg(СН3СОО)2 + + 2H2O + 2CO2	Продукты реакции хорошо растворимы в воде
	Сидерит FeCO3	FeCO3 + 2СН3СООН = = Fе(СН3СОО)2 + Н2O + СO2	Осадков не образуется
Серная кислота Н2SO4	Известняк	СаСОз+Н2SO4 = СаSO4+Н2O+СO2	Осадок растворим в воде, возможно осадкообразование при повышенной концентрации кислоты
	Доломит	CaMg(C03)2 + 2H2SO4 = = CaS04 + MgSO4+2H2O + 2CO2	Осадки растворимы в воде. При высокой концентрации кислоты могут образовываться осадки

2. Изменение свойств ПЗП при закачке и добыче

2.1 Нагнетательные скважины

Кроме перечисленных выше причин снижения проницаемости ПЗП могут быть выделены факторы, связанные с закачкой рабочего агента.

Закачка пресных вод - определяющими факторами являются наличие мехпримесей в воде, продукты коррозии и солевая совместимость. Первый из них может проявляться при недостаточно высокой степени очистки от мехпримесей на пункте водоподготовки. Данный случай снижения проницаемости ПЗП иллюстрирует рис. 1 зоной I, в которой глубина проникновения механических примесей незначительна. Основная доля мехпримесей накапливается в стволе и призабойной части скважины. Второй фактор (продукты коррозии) в условиях ПЗП (на расстоянии до 1,5 - 2 м от забоя) сказывается незначительно до того времени, пока они имеют рыхлую структуру. Третий фактор (солевая совместимость) связан с тем, что при закачке пресных вод в процессе контакта с пластовой водой, нефтью и породой могут происходить химические реакции с образованием новых солей с повышенным содержанием солеобразующих ионов Са⁺², SO₄ ^-2, СО₃ ^-2, выпадение которых в виде твердых кристаллов приводит к снижению проницаемости коллектора, в особенности в присутствии в закачиваемой воде растворов химреагентов.

Закачка сточных вод - присущи факторы снижения проницаемости ПЗП приведенные выше, но при этом добавляются и дополнительные факторы. Так, например, в сточной воде Миннибаевской УКПН содержание мехпримесей на входе в резервуар-отстойник распределялось следующим образом, %: FeS - 25; SiO₂ - 63; CaCO₃ - 8,5; другие компоненты - 3,5, - при плотности мехпримесей FeS - 5200; SiO₂ - 2650; СаСО₃ - 1500 кг/м³. Причем после подготовки содержание FeS в сточной воде иногда даже несколько увеличивается в сравнении с исходной.

Другой фактор связан с наличием в сточной воде остаточного количества нефтепродуктов, которые, распределяясь в сточной воде по объему и, претерпевая в процессе закачки различные термодинамические и гидродинамические состояния, значительно изменяют свои начальные физико-химические свойства. Как правило, это - высокомолекулярные соединения с повышенной плотностью. При добыче и предварительной подготовке тяжелых высоковязких нефтей в сточной воде остается нефть со значительным содержанием асфальтосмолопарафиновых отложений, распределенных в мелкодисперсном состоянии в водной фазе. Исследования показали, что остаточная нефть в сточной воде распределена в виде глобул диаметром от 0,1 до 10 мкм.

Изменение и значительное различие размеров капиллярных каналов приводит к снижению проницаемости ПЗП за счет проникновения в более крупные каналы высоковязкой остаточной нефти, которая, постепенно накапливаясь в ПЗП (зона II), может снизить приемистость скважины в некоторых случаях до полного прекращения закачки. Надо иметь в виду, что по мере движения в системе транспортировки остаточная нефть коалесцирует и может накапливаться в стволе скважины и ПЗП в значительных объемах. Такой механизм снижения проницаемости ПЗП нагнетательных скважин может иметь место при реализации чередующейся закачки растворителей, воды, ШФЛУ, СО₂ и т.д.

При использовании оторочек сточной воды, растворителя и СО₂ происходит наиболее интенсивное изменение фильтрационной характеристики ПЗП. Это связано с высокой степенью растворимости нефти и переносом из ствола скважины в ПЗП и пласт в первую очередь ее легких компонентов. Они образуют зону III (см. рис. 1). Количество АСПО от зоны III к зоне I увеличивается, превращаясь в ПЗП почти в твердую фазу. Повышенной растворяющей способностью обладают сжиженные углеводороды - ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) и двуокись углерода. Как показали результаты опытно-промышленной закачки чередующихся оторочек двуокиси углерода и сточных вод на Радаевском месторождении, снижение приемистости нагнетательной скважины зависит не только от количества остаточных нефтепродуктов в воде, но и от соотношения времени закачки СО₂ и воды, температуры в начале процесса в стволе скважины, скорости закачки и давления.

Таблица 3. Содержание тяжелых компонентов (%) в шламе нагнетательной скв. 208 Радаевского месторождения

Компоненты	Массовое содержание, %
	по УНИ	по ВНИИЦ «Нефтегазтехнология»
Асфальтены	14,80	18,0
Смолы	40,10	26,5
Парафины	1,24	Не опред.
Fe(OH)3	2,66	3,5
Мехпримеси	10,40	0,3

Причем состав и объемы отдельных компонентов осадка во времени изменяются достаточно сильно. Анализ состава нефтепродуктов и шлама нагнетательной скв. 208 Радаевского месторождения (табл. 3) показывает, что при начальном определении (данные УНИ) содержание асфальтенов не превышало 15%, а через 16 мес (данные ВНИИЦ НГТ) оно увеличилось до 18%.

2.2 Эксплуатационные скважины

Изменение проницаемости коллектора в ПЗП добывающей скважины во времени может происходить при различных термо- и гидродинамических условиях не однозначно. Основными определяющими параметрами являются давление, температура, скорость фильтрации, газовый фактор, содержание в нефти АСПО, конструкция ПЗП и ряд других факторов. Причем процессы изменения проницаемости для обсаженной и необсаженной ПЗП будут значительно отличаться друг от друга.

Обсаженная ПЗП - в начальный период характеристика ПЗП во многом будет определяться качеством вскрытия пласта, наличием бурового раствора в случае вскрытия пласта на глинистой или нефтяной основе с добавками утяжелителя и хим-реагентов, его фильтрата и мехпримесей. В процессе эксплуатации скважины, особенно в режиме Pзаб < Рнас (Рзаб - забойное давление, Рнас - давление насыщения, МПа), в ПЗП может происходить интенсивное отложение парафина, смол и асфальтенов. Чем больше отличается забойное давление от давления насыщения, тем больше зона возможных отложений АСПО (зоны I, II на рис. 2). Следует при этом иметь в виду, что содержание в ПЗП АСПО определяется начальной величиной АСПО в пластовой нефти. При незначительном их содержании выделение АСПО даже при режиме Pзаб < Рнас может и не происходить.

Другим фактором снижения проницаемости ПЗП могут быть механические примеси и выпадающие соли из растворов глушения скважин в процессе подземного и капитального ремонта.

Необсаженная ПЗП - отрицательное влияние бурого раствора, мехпримесей в процессе проводки скважины, подземного и капитального ремонта сказывается на проницаемости пласта незначительно.

2.3 Оценка состояния ПЗП и выбор метода воздействия

Причины снижения проницаемости ПЗП могут быть определены только после проведения соответствующих термо- и гидродинамических исследований. Методики проведения таких исследований широко освещены в печати. Данные этих исследований по мере их пополнения могут служить источником информации на весь период эксплуатации месторождения. Прежде всего исследованию подлежат пластовая нефть на состав и наличие АСПО, пластовая вода, газ; определяются давление, температура, газовый фактор, вязкости и температуры выпадения парафина, асфальтенов, смол, а также состав горных пород в ПЗП, радиус и степень снижения проницаемости пласта в эксплуатационной скважине и проводится их анализ.

Таким образом задача воздействия на ПЗП может свестись практически к трем перечисленным выше причинам: воздействию на горные породы; воздействию на флюиды в ПЗП; удалению продуктов коррозии.

Первая задача может решаться путем воздействия на ПЗП кислотами, а вторая - растворителями, третья - комбинированным воздействием первых двух. Могут быть при этом выбраны комбинированные методы воздействия и для решения первой задачи, например, «растворитель - соляная кислота», «растворитель - ПАВ - соляная кислота». В этом случае обработка ПЗП предварительно растворителем очищает и увеличивает контактную поверхность породы, занятой АСПО, для дальнейшего кислотного воздействия. В нагнетательных и добывающих скважинах при применении технологии повышения нефтеотдачи пластов закачкой сточных вод, СО₂, ШФЛУ снижение характеристик ПЗП в большой степени связано с отложением асфальтосмолопарафиновых отложений. Эта же причина проявляется и при длительной закачке сточных вод, в которых остаточные химреагенты играют роль различных внешних источников воздействия на остаточную нефть и приводят к значительным изменениям физико-химических свойств не только нефти и воды, но и характеристики породы в ПЗП.

призабойный пласт кислота порода

3. Технологии реагентной обработки призабойной зоны пласта

Для облегчения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин и поглощения воды нагнетательными скважинами применяют методы реагентной обработки призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости.

В большинстве случаев приходиться искусственно увеличивать число поровых каналов на забое и удлинять их протяженность.

По характеру воздействия на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические.

Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ. в основном различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются, тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость.

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:

обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;

обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;

очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,

очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;

удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;

инициирования других методов воздействия на призабойную

К базовым реагентам, используемым при кислотном воздействии, относятся соляная (хлористоводородная НС1) и плавиковая (фтористоводородная HF) кислоты. При освоении скважин и интенсификации притоков и закачки применяют также другие органические и неорганические кислоты и их смеси: уксусную СН₃СООН, сульфаминовую NH₂SO ₃H, серную Н₂ SO₄, глинокислоту (HCI+HF) и т.п.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа и другие), предпочтительно обрабатывать соляной кислотой. Вместе с тем соляная кислота без добавок используется сравнительно редко, а на практике применяют композиции кислотных растворов специальными присадками.

Рабочую концентрацию солянокислотного состава определяют с учетом растворяющей способности и скоростей растворения породы и нейтрализации кислоты в составе, коррозионной активности; эмульгирующего свойства, способности образовывать осадки при смешивании с пластовой водой и величины пластового давления.

С увеличением концентрации соляной кислоты растворяющая способность ее повышается, в то же время скорость растворения при концентрациях более 22% снижается. Возрастают с увеличением концентрации кислоты и коррозионная активность, и эмульгирующее свойство, а также вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании кислоты с пластовой водой. Оптимальная вцентрация соляной кислоты принимается равной 10-16%.

Реакция взаимодействия соляной, уксусной и сульфаминовой кислот с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно по схемам:

СаСОз + 2НС1 == СаСl₂ +H₂O + CO₂

СaCO₃ +2СH₃CООН=Са(СНзСОО)₂+Н ₂О+СО₂ с известняками

СaCO₃ +2NH₂SО₃Н=Са (NН ₂SО₃)₂+Н ₂О+СО₂

CaMg (CO₃)₂ + 4НС1=CaCI₂+MgCI₂ + 2H₂O + 2CO₂ с доломитами

CaMg (СO₃)₂ + 4СНзСООН =Mg (СНзСОО)₂ + Са(СНзСОО)₂ + 2H₂O + 2CO₂

CaMg (СO₃)₂ + 4NН₂SО₃Н =Ca (NН₂SО₃)₂ + Mg(NН₂SО₃)₂ + 2H₂O + 2CO₂

Химический состав породы определяющие влияет на выбор реагента и его компонентов.

Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислотами. При обработках сульфатсодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислотные составы вводить присадки хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение в осадок гипса или безводного сернокислого кальция. Их массовое содержание в растворе составляют (в%) соответственно:

Поваренная соль 6 -7

Хлористый кальций 5 - 10

Сульфат калия или магния 3 - 4

В указанных целях желательно использовать пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью не менее 1,18 г/см³, разбавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации.

Ангидриды предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами с массовым содержанием 6-10% азотнокислого калия.

При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот, массовая доля которых соответственно составляет 3-5% и 2-3%.

На терригенные коллекторы воздействуют смесью соляной и плавиковой кислот.

Взаимодействие плавиковой кислоты с силикатными материалами, кварцем и каолином терригенного коллектора происходит по следующим реакциям:

SiO₂ + 4YF = SiF₄ +2H₂O;

H₄Al₂Si₂O₃ + 14HF = 2AlF₃ + 2SiF₄ + 9H₂O.

Реакция с кварцем протекает медленно. Наиболее бурно реагирует плавиковая кислота с алюмосиликатами (например, каолином и другими). К объектам воздействия плавиковой кислоты относятся цементирующие силикатные разности - аморфная кремнекислота, глины и аргиллиты.

Образовавшийся в результате реакции плавиковой кислоты и терригенной породы фтористый кремний, реагируя с водой, в свою очередь образует гидрат окиси кремния, который по мере снижения кислотности раствора превращается из золя в студнеобразный гель, запечатывающий поровое пространство. Для предупреждения образования в поровом пространстве геля кремниевой кис-лоты плавиковая кислота при обработке терригенных коллекторов применяется только в смеси с соляной. Соляная кислота здесь обеспечивает повышенную кислотность среды и предотвращает образование геля из гидрата окиси кремния, так как практически не реагирует с соединениями кремния.

Взаимодействие плавиковой кислоты с цементирующими материалами и породой иногда сопровождается пескопроявлениями, т.е. разрушением структуры призабойной зоны. Дезагрегирование и разрушение терригенного коллектора в зоне обработки глинокислотой предупреждается подбором концентраций HF в смеси кислот и удельного расхода смеси. Оптимальным считают содержание в смеси 3-5% HF и 8-10% HCI. Удельный объем для первичных обработок глинокислотой ограничивается 0,3-0,4 м³ на 1 м обрабатываемой толщины пласта.

При взаимодействии фтористоводородной кислоты с карбонатными разностями породы или цементирующего материала образуются нерастворимые фтористые соединения кальция и магния, поэтому при содержании в терригенной породе более 2% карбонатов сначала проводят солянокислотную обработку призабойной зоны на глубину простирания, равную или большую, чем при глинокислотном воздействии, с концентрацией соляной кислоты на 2-4% выше, чем в смеси с плавиковой.

Температурный режим пластов обусловливает скорость реакции кислот с породой, а повышенные температуры (более 60 °С) определяют требование по применению для обработок скважин реагентов и составов с замедленными сроками нейтрализации, что повышает охват пластов обработкой по его простиранию.

Наибольший эффект замедления скорости нейтрализации кислот обеспечивает применение кислотных эмульсий с регулируемым: сроком стабильности, в которых кислота представляет дисперсную фазу, а дисперсионную среду - нефть или нефтепродукты. Они обволакивают капли кислоты и предотвращают ее взаимодействие с породой и металлом нефтепромыслового оборудования на период стабильности. Эмульсии, являясь вязкоупругими составами, повышают и охват воздействием по толщине пласта. Их проникающая способность определяется степенью дисперсности, но вместе с тем область применения эмульсий вследствие повышенной вязкости ограничивается, в основном, трещиноватыми и трещиновато-пористыми коллекторами. Такие эмульсии имеют следующий состав: 50-70% кислотного раствора и 30-50% нефтепродукта. В эмульсии добавляют присадки - эмульгаторы и деэмульгаторы и другие ПАВ, регулирующие их стабильность, дисперсность и сроки разрушения.

Для увеличения времени нейтрализации соляной кислоты в качестве замедлителя используют хлористый кальций, с вводом которого в раствор замедляется реакция. С увеличением концентрации хлористого кальция возрастают вязкость и плотность раствора, в результате также снижается скорость нейтрализации кислотного раствора, затворенного на хлористом кальции или пластовой воде хлоркальциевого типа плотностью 1,18 г./см³ и выше. Суммарный эффект замедления скорости нейтрализации при этом достигает 2,5 раза.

Смеси сильных и слабых кислот нейтрализуются медленнее, чем раствор сильной кислоты такой же концентрации. При этом сильная кислота в растворе со слабыми кислотами подавляет их диссоциацию, на чем основано замедленное вступление в реакцию молекул слабой кислоты, так как ее молекулы, не подвергшиеся диссоциации, не реагируют с породой практически до полной нейтрализации сильной кислоты. В качестве присадок к сильным кислотам используют органические кислоты - уксусную и лимонную. Скорость нейтрализации составов замедляется в 4,5 раза при добавке 3-5% уксусной кислоты или 2-3% лимонной.

Еще медленнее нейтрализуются растворы уксусной кислоты, так как имеют малую степень диссоциации. В стадии опытно-промышленных работ для повышения производительности скважин и их освоения находит применение оксидант - продукт жидкофазного окисления углеводородов, содержащий в своем составе уксусную и другие органические кислоты, растворители и воду.

При температурах 115-165 °С для увеличения глубины охвата по простиранию пористых пластов низкой проницаемости применяют концентрированную соляную кислоту (25-35% НС1), ингибированную реагентом В-2. Снижение скорости нейтрализации при использовании концентрированной соляной кислоты объясняется уменьшением диссоциации при содержании хлористого водорода более 22%.

Тип коллектора и гидродинамические характеристики скважины в призабойной и удаленной зонах определяют требования к реологическим характеристикам и проникающей способности рабочих жидкостей. В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы - кислотные эмульсии и пены, а также загущенные кислотные составы. Применение этих реагентов повышает охват пласта по простиранию и по толщине, так как при их продвижении в трещинах создаются значительные сопротивления, а рост давления способствует проникновению кислот в поры и микротрещины.

Замедление взаимодействия кислоты с карбонатной породой в пенах обусловлено прилипанием газовых или воздушных пузырьков к поверхности породы. Прилипшие пузырьки уменьшают доступ кислоты к породе, вследствие чего снижается скорость ее нейтрализации и увеличивается охват обрабатываемой зоны. Поверхностно-активное вещество (ПАВ), вводимое в пены, помимо того, что само адсорбируется на породе, предупреждает также коалесценцию пузырьков, создавая условия для их прилипания к породе. В нейтрализованном растворе оно снижает межфазное натяжение и тем самым улучшает вынос отработанного раствора продуктами реакции из зоны обработки. Пены, являясь структурированными упругими системами, характеризуются наличием начального градиента давления, что благоприятно для их применения с целью повышения охвата воздействием по толщине пласта. Вместе с тем применение кислотных пен пока что ограничивается температурным режимом обработки, пеногасящими свойствами нефтей и содержанием в воде хлоридов. При содержании в воде хлоридов 5% и более и температурах 60-85 °С устойчивость пен мала. В условиях фильтрации через пористые среды при наличии слоя нефти над пеной она разрушается. В силу указанных свойств пен их желательно применять в трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах при невысоких пластовых давлениях и в водонагнетательных скважинах.

Кислота, загущенная 0,3-0,5% карбоксилметилцеллюлозой (КМЦ), имеет вязкость до 20 мПа^.с, что снижает скорость нейтрализации. Кроме того, КМЦ, адсорбируясь на породе, уменьшает площадь контакта кислоты с породой, а также снижает скорость ее нейтрализации. Совокупное действие указанных факторов приводит к увеличению глубины обработок, а создаваемые сопротивления при движении загущенной кислоты способствуют увеличению охвата пласта по толщине. Вместе с тем КМЦ марок 500 и 600 подвергаются деструкции при температуре 60 °С.

В пористых коллекторах низкой проницаемости и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью лучше использовать кислотные составы повышенной проникающей способности, к которым относят газированные кислоты и кислоту улучшенной фильтруемости. Газированные кислоты по содержанию в них газовой фазы подразделяются на газированные жидкости и аэрозоли, при этом в аэрозолях преобладает газовая фаза, а в газированной кислоте - жидкая. По мере насыщения газа парами кислоты ее проникающая способность возрастает, так как снижается поверхностнoe натяжение на границе с породой. Поэтому кислотные золи проникают в самые мельчайшие трещины и поровые каналы, куда кислоты и водные растворы не способны попасть из за противодействия капиллярных сил. Газовой фазой в газированных кислотах служат воздух, азот и углекислый газ. Применение азота снижает коррозионную активность и взрывобезопасность, а углекислого газа повышает растворяющую способность системы.

Кислоты, используемые для освоения скважин и повышения их производительности, представляют по отношению к металлу коррозионно-активные среды. При 20 °С и концентрации кислот 10% скорость коррозии стали марки Ст. 3 в них составляет (г/(м²-ч)):

Соляная кислота 7,0

Уксусная кислота. 2,97

Сульфаминовая кислота 2,18

Глинокислота (10% HCI+5% HF) 43,1

С увеличением концентрации кислоты и температуры коррозионная активность кислот по стали возрастает. Для защиты металла наземного и подземного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насосно-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ингибиторы. В частности, для соляной и глинокислоты ингибиторами служат формалин, катапин, уротропин, уникол, ингибиторы В-1 и В-2 и др. К реагентам, используемым в качестве ингибиторов коррозии, предъявляют следующие требования:

эффективность ингибитора должна обеспечивать снижение скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;

растворимость в используемых кислотах должна быть хорошей; допускается только слабая замутненность раствора, заметно не отражающаяся на его фильтрации;

после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не должен выпадать в осадок (высаливаться);

ингибитор или композиционные добавки, входящие в его состав, не должны образовывать осадков с продуктами реакции.

Кислотное воздействие разделяют на следующие виды: кислотные ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное и термокислотное воздействия.

Кислотные ванны целесообразны при первичном освоении скважин в период ввода их в эксплуатацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра загрязняющих кислоторастворимых материалов. Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин. Для обработки скважин, фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используют кислотные составы пониженной коррозионной активности. Потребное количество кислотного раствора на кислотную ванну равно объему ствола скважины в интервале обработки.

Под внутрипластовой кислотной обработкой понимается воздействие кислотным раствором с закачкой его в призабойную зону.

Потребный объем кислотного состава (в м³) для внутрипластовой обработки

(1)

где h - толщина обрабатываемого интервала, м; т - пористость (эффективная) пород, доли ед.; - радиус (глубина) обработки, м; - радиус скважины, м.

Если радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтрализации кислотного состава мала и недостаточна для закачки активного раствора на всю глубину обработки по простиранию пласта, то применяют поэтапную внутрипластовую обработку. Сущность этой обработки заключается в поочередной закачке кислотных составов и специальных жидкостей, которые как бы блокируют обработанные кислотным составом поверхности от дальнейшего взаимодействия с ним. Такими жидкостями для нагнетательных скважин служат растворы полимеров и ПАВ, а для добывающих скважин - дегазированные нефти или другие. В качестве специальных жидкостей предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вязко-пластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет повышать охват воздействием пласта и по толщине. Оптимальные объемы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специальных жидкостей устанавливают опытным путем, а при отработке регламентов таких обработок можно принять поочередную закачку 5 м³ кислотного состава и 1,5-2 м ³ специальной жидкости при трех циклах.

Поинтервальные кислотные обработки проводятся для ввода в разработку не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной толщи. В качестве временно изолирующих материалов при поинтервальном кислотном воздействии на пласт используют полимеры, высокоокисленные битумы, сухую сульфитспиртовую барду, гранулированный нафталин и другие водо- или нефте-растворимые зернистые и вязкоупругие материалы. В зависимости от забойной температуры для поинтервального воздействия в добывающих скважинах применяют следующие реагенты: высокоокисленный битум - 100-180 °С; полимер бензинового потока - 100-120 °С; полимер промрастворного потока - 100-130 °С; полиэтилен низкого давления - 120-150 °С; полипропилен - 150-180⁰ С.

В качестве жидкости-носителя для транспортировки изолирующих материалов типа полиолефинов применяют нефть, а для. транспортировки высокоокисленного битума - 3% водный раствор сульфитспиртовой барды.

Содержание полимеров в 1 м³ жидкости-носителе составляет 150-250 кг, а высоковязких высокоокисленных битумов - 100 - 130 кг. Количество изолирующего материала принимается из расчета 10-20 кг на 1 м изолируемой толщины пласта.

Кислотный гидроразрыв пласта проводится в плотных коллекторах, доломитах и доломитизированных известняках с целы увеличения глубины обработки по простиранию продуктивного пласта. Потребный объем (в м³) кислотного состава-или нефтекислотной эмульсии при кислотном гидроразрыве



где Т_нр - продолжительность нейтрализации раствора, мин;

q_зак - темп закачки реагента, м³/мин;

T_сэ - стабильности эмульсии, мин.

Кислотно-гидромониторное воздействие применяется для очистки поверхности фильтра от цементной и глинистой корок и инициирования поинтервального воздействия или кислотного гидроразрыва.

Потребный объем (в м³) кислотного состава при кислотно-гидромониторном воздействии

V_ксг=Тq_нn,

где Т - продолжительность кислотно-гидромониторного воздействия, мин;

q_н - расход через насадку, м³/мин;

п - число одновременно работающих насадок.

Давление закачки составов при кислотном воздействии определяется самим методом и его технологической схемой, прочностной характеристикой эксплуатационной колонны, прочностью цементных перемычек, разделяющих объекты обработки и продуктивный пласт от ниже- и вышележащих водо- или газонасыщенных пластов.

При кислотном воздействии по схемам, обеспечивающим повышение охвата закачкой или отбором, давление закачки реагента не должно превышать 'нижнего предела давления разрыва пласта, которое определяется экспериментально для конкретных залежей, а при накоплении опыта принимается равным 0,6 геостатического давления на пласт (давления вышележащей толщи породы).

Давление закачки реагента ограничивается допустимым рабочим давлением для спущенной эксплуатационной колонны. Когда давление закачки реагента превышает допустимое для эксплуатационной колонны (с учетом коэффициента запаса прочности и износа колонны), обработку осуществляют посредством изоляции интервала воздействия пакером, который устанавливают на 2- 5 м верхних отверстий перфорации. Кроме того, давление закачки реагента при кислотном воздействии не должно вызывать нарушений герметичности разобщения пластов цементом. В связи с этим перепад давления при закачке не должен быть выше 2 МПа на 1 м толщины цементной перемычки между обрабатываемым и близлежащим интервалами.

Темп закачки реагента в пласт определяют из условия охвата обработкой заданной глубины пласта. При этом реагент после достижения заданной глубины пласта по простиранию должен сохранить свою активность. Минимальный темп закачки реагента (в л/с) в пласт

Q_min=V/T_нр

где V - планируемый для обработки объем реагента, л;

Т_нр - продолжительность нейтрализации раствора или стабильности эмульсии, с.

Потребный объем товарной кислоты (в л) на приготовление 1 м³ кислотного состава заданной концентрации

V_T=10a_зз/А,

где а_з - заданная концентрация кислоты в составе, %;

_з - плотность раствора кислоты заданной концентрации, г/см³;

А - концентрация товарной кислоты, кг/л.

Термокислотной обработкой принято называть воздействие на призабойную зону горячей кислотой. Кислота нагревается в результате химической реакции с магнием или его сплавами. Воздействие нагретой соляной кислоты обеспечивает комплексную обработку призабойной зоны, при которой структура порового пространства изменяется в результате растворения карбонатов кислотой, а выделяющееся тепло в количестве 20000 Дж на 1 кг магния расплавляет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне и снижает вязкость нефти.

На практике применяются две технологические схемы термокислотной обработки. При одной из них (внутрискважинной) в интервал обработки на насосно-компрессорных трубах спускается специальное устройство, выполненное по типу контейнера, который заполняется магнием или его сплавами в виде стержней, стружки или гранул. Обычно используются контейнеры диаметром 75-100 мм, вмещающие от 40 до 100 кг магния.

При обработке скважины по насосно-компрессорным трубам в центральную перфорированную трубу контейнера подается раствор соляной кислоты 12-1515%-ной концентрации с расходом 2- 6 л/с в объемах от 70 до 100 л на 1 кг массы магния. Через отверстия в центральной трубе кислота попадает в камеру с магнием, взаимодействуя с которым, нагревается и через отверстия внешнего кожуха задавливается в пласт. При указанных параметрах закачки кислоты ее остаточная кислотность после реакции с магнием составит 8-12%.

Предпочтительные области применения внутрискважинных термокислотных обработок - залежи нефти с пластовыми температурами до 50°С, содержащие парафинистые и смолистые нефти. Область применения внутрискважинных термокислотных обработок ограничивается также высокой коррозионной активностью горячей кислоты, а поэтому они предпочтительны в скважинах, забой которых не обсажен трубами.

Вторая технологическая схема (внутрипластовая) термокислотной обработки предусматривает ввод гранулированного магния в трещины гидроразрыва, предварительно создаваемые в пласте. Гранулированный магний попадает в трещины гидроразрыва вместе с песком, которым закрепляются образованные трещины. В песок равномерно дозируется 200-250 кг гранулированного магния, а после того как трещина заполнена смесью песка и магния, закачивают раствор соляной кислоты 12-15%-ной концентрации. В результате этой обработки структура поровых каналов в пласте изменяется вследствие как растворения горячей соляной кислотой карбонатных разностей в породе, так и создания в породе трещин гидроразрыва. Выделившееся тепло растворяет парафиносмолистые фракции нефти и снижает ее вязкость.

Призабойная зона скважины - участок пласта, непосредственно прилегающий к забою скважины. Здесь скорость движения жидкости, перепады давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. Даже небольшое загрязнение ПЗП существенно снижает производительность скважины.

3.1 Кислотная обработка добывающих скважин

Кислотное воздействие подразделяют на кислотную обработку нагнетательных скважин и кислотную обработку добывающих скважин, имеющие существенные различия.

Общие требования к проведению кислотных обработок:

- кислотные обработки проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. В скважинах с межпластовыми перетоками величина перетока может увеличиться в результате проведения СКО.

- выбор способа ОПЗ и вида кислотной обработки осуществляют на основе изучения причин снижения продуктивности скважин, с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

Технологию и периодичность проведения КО обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями по отдельным видам ОПЗ, данным регламентом, с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

- проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем составе обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ (технологической колонны), а также другого необходимого оборудования.

- после проведения кислотной обработки исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ.

Перед проведением обработки скважина должна быть исследована, определена глубина пласта.

Предварительная промывка скважины. Поскольку при работе добывающей скважины в её стволе и на оборудовании возможно наличие асфальто-смолистых и солевых отложений необходима предварительная промывка кислотным составом. Исследованиями установлено, что от 80 до 90% отложений растворяются в соляной кислоте.

3.2 Кислотная обработка нагнетательных скважин

В условиях недостаточной геолого-промысловой информации прием совмещения (комплексирования) различных операций или методов в единый технологический процесс позволяет существенно повысить общую успешность работ.

Для наиболее глубокого проникновения соляной кислоты в пласт применяют комплексную обработку призабойной зоны пласта (КОПЗП). При этом в скважину закачивают аэрированный раствор поверхностно активных веществ в виде пены.

Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

Ш замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт - в результате приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ранее не охваченные процессом фильтрации;

Ш малая плотность кислотных пен (около 400 кг/м³) и их повышенная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта;

Ш улучшаются условия очистки ПЗП пласта от продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ снижает поверхностное натяжение как активной, так и отработавшей соляной кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения.

Литература

1. В.С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1990. - 427 с.: ил.

2. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1966. - 232 с.

3. Швидлер М.И. Фильтрационные течения в неоднородных средах. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 135 с.

4. Мендельсон М.М., Швидлер М.И. Исследования эффективной проницаемости неоднородной пористой среды // Тр. ВНИИ. Теория и практика добычи нефти. - М.: Недра, 1971. - с. 39-49.

5. Борисов Б.Ф. и др. Изучение особенностей процесса вытеснения вязкой нефти водой из локально взаимосвязанных пропластков // Тр.ВНИИ. Теория и практика добычи нефти. - М.: Недра, 1976. - с. 23-33.

6. Курбанов А.К., Кац Р.М. Методика расчета вытеснения нефти водой в многорядных системах скважин // Тр. ВНИИ. - М.: Недра, 1975. - Вып. 52. - с. 138-147.

7. Н.К. Праведников, Ю.В. Маслянцев, Г.Г. Вахитов, В.И. Азамотов, А.А. Фаткулин. Направления развития технологий повышения нефтеотдачии интенсификации работы скважин в РН - Юганснефтегаз. Инткрвал №8, Самара 2001 г. стр. 39.

8. В.М. Густов, А.М. Хатшуллин, В.С. Асмовский, В.Г. Зюрин, Ф.Х. Сайфутдинов. Промысловые испытания технологий реагентных обработок. Нефтяное хозяйство - М., 1996 г.

9. «Методическими рекомендациями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», Москва, 2007 г.

Размещено на Allbest.ru