Химические методы интенсификации притока в газовых скважинах

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВАЯ РАБОТА

Химические методы интенсификации притока в газовых скважинах

Ведение

Управление некоторыми параметрами призабойной зоны скважины (далее ПЗС) может быть использовано для изменения продуктивности добывающих или нагнетательных скважин. В процессе эксплуатации скважин их производительность, как правило, снижается по целому ряду причин. Поэтому методы искусственного воздействия на ПЗС являются мощным средством повышения эффективности выработки запасов углеводородов.

Среди многочисленных методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗС не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них (или их группы) может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скважины. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЗС вопрос подбора скважины является принципиальным. При этом обработки, даже эффективные, проводимые в отдельных скважинах, могут не дать существенного положительного эффекта в целом по залежи или месторождению как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиций повышения коэффициента конечной нефтеотдачи.

Прежде чем перейти к рассмотрению тех или иных методов искусственного воздействия на ПЗС с целью управления продуктивностью скважин, рассмотрим некоторые общие методологические вопросы.

1. Химические методы интенсификации притока в газовых скважинах

1.1 Системный подход к обработкам призабойной зоны скважин (ПЗС)

пласт термокислотный глинокислотный призабойный

Системная технология управления продуктивностью скважин изложена в РД 392.1 ХХХ140 2005 [1], поэтому ниже рассмотрены лишь основные принципы ее промышленного использования.

Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабодренируемых запасов углеводородов из неоднородных коллекторов, а также определяет принципы получения максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин. Отметим, что под термином «слабодренируемые запасы» понимаются запасы углеводородов на участках залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами, обусловленными геологической характеристикой, а также на участках, на которых возможны какие-либо осложнения в эксплуатации скважин (засорение ПЗС различными твердыми компонентами, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями и т.д.). Слабо-дренируемые запасы формируются также в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаемых разностях, приводя к невысокому охвату пласта заводнением.

Решение конкретных задач по вовлечению в разработку слабо-дренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях интенсификации выработки запасов.

На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков [2].

При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабойные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин.

Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при его обводнении, - мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков.

Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью, в первую очередь, искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что позволяет своевременно изменять эти направления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повьщ1ая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий.

Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закачки и отбора, т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны сопровождаться мероприятиями по увеличению приемистости нагнетательных скважин. Основные принципы системной технологии сводятся к следующему:

1. Принцип одновременности обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка.

2. Принцип массовости обработок ПЗС участка.

3. Принцип периодичности обработок ПЗС.

4. Принцип поэтапной обработки призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы.

5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе.

6. Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку.

Таким образом, вопрос выбора скважин для обработки призабойных зон является одним из главнейших.

1.2. Классификация методов искусственного воздействия на пласт и призабойную зону скважины

Существует классификация методов искусственного воздействия на пласт в целом и на призабойную зону каждой конкретной скважины.

По принципу действия все методы искусственного воздействия делятся на следующие группы:

1. Гидрогазодинамические.

2. Физические.

3. Химические.

4. Термические.

5. Комбинированные.

Среди методов искусственного воздействия на пласт наибольшее распространение получили гидрогазодинамические методы, связанные с управлением величиной пластового давления путем закачки в залежь различных флюидов. Сегодня более 90% добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды, называемыми методами поддержания пластового давления (ППД) заводнением. На ряде месторождений ППД осуществляется закачкой газа.

Анализ разработки месторождений показывает, что если пластовое давление невысоко, контур питания достаточно удален от скважин или режим дренирования не является активным, темпы извлечения нефти могут оказаться достаточно низкими; низким оказывается и коэффициент нефтеотдачи. Во всех этих случаях использование той или иной системы ППД является необходимым.

Таким образом, основные проблемы управления процессом выработки запасов путем искусственного воздействия на пласт связаны с изучением заводнения.

Существенно более широким спектром возможностей обладают методы искусственного воздействия на призабойные зоны скважины.

Воздействие на ПЗС осуществляется уже на стадии первичного вскрытия продуктивного горизонта в процессе строительства скважины, которое, как правило, приводит к ухудшению свойств призабойной зоны. Наибольшее распространение получили методы воздействия на призабойную зону в процессе эксплуатации скважин, которые, в свою очередь, делятся на методы интенсификации притока или приемистости и на методы ограничения или изоляции притока воды (ремонтно-изоляционные работы - РИР).

Объектом изучения является сложная система, состоящая из залежи (нефтенасыщенная зона и область питания) со своими коллекторскими свойствами и насыщающими флюидами и определенного количество скважин, системно размещенных на залежи. Эта система является единой в гидродинамическом отношении, откуда следует, что любое изменение в каком-либо ее элементе автоматически приводит к соответствующему изменению в работе всей системы, т.е. данная система авторегулируема.

2. Составы для кислотных обработок и улучшения межфазных натяжений в призабойной зоне

Обработка для увеличения продуктивности или приемистости осуществляется в условиях, значительно отличающихся от месторождения к месторождению и даже от скважины к скважине как с точки зрения свойств продуктивного пласта и состояния скважин (свойства пород, содержание нефти, газа или воды и их состав, стадия разработки месторождения, давление, температура, вид скважин: эксплуатационные нефтяные или газовые, нагнетательные водяные или газовые и т.д.), так и с точки зрения вида существующей блокировки или необходимости повышения начальной проницаемости пласта в призабойной зоне скважины.

Сильно изменяющиеся условия нефтяных и газовых месторождений определили разработку и применение большого числа составов различного назначения, которые используются в зависимости от особенностей каждой скважины, подлежащей обработке.

Рассмотрим основные составы, используемые в мировой практике и в Румынии для обработки скважин.

2.1 Кислотные обработки

Известно много методов кислотного воздействия, которые основаны на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Применение таких кислот связано с:

1. Обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами.

2. Обработкой ПЗС в залежах с терригенными коллекторами.

3. Растворением глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины.

4. Растворением выпавших в призабойной зоне скважины солей.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов - смесь соляной и плавиковой кислот (глиняная кислота).

Солянокислотная обработка (СКО)

Различают несколько видов солянокислотных обработок, среди которых:

- Обычная СКО.

- Кислотная ванна.

- СКО под давлением.

- Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

Общие положения

Рассмотрим обычную солянокислотную обработку. Эта обработка ПЗС основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы по следующим реакциям. Известняк СаСО_3:

СаСО₃+2HCI = CaCl₂+H₂O+CO2 ^. (1.1)

Доломит CaMg(C0₃)₂:

CaMg (C0₃)₂+ 4НСl = CaCl2 + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO₂ ^. (1.2)

Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из призабойной зоны при вызове притока и освоении.

Реакция начинается со стенки скважины, но особенно эффективна в поровых каналах. Установлено, что при этом диаметр скважины не увеличивается, а расширяются только поровые каналы, приобретая форму узких и длинных каверн.

Основное назначение обычной солянокислотной обработки заключается в закачке кислоты в пласт (разветвленная система микротрещин и капиллярных каналов (пор) в ПЗС), по возможности, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой, что увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. В свою очередь, скорость реакции зависит от вещественного (химического) состава породы, удельного объема кислотного раствора (м³/м² поверхности породы), от температуры, давления и концентрации кислоты (кислотного раствора).

Скорость реакции кислоты (кислотного раствора) характеризуется временем ее нейтрализации при взаимодействии с породой и зависит от температуры следующим образом: в зависимости от вещественного состава карбонатной породы скорость реакции возрастает от 1,5 до 8 раз при повьш1ении температуры от 20 до 60°С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НСl не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С [2].

Для обработки ПЗС используются, как правило, кислотные растворы с концентрацией 8-15% в зависимости от вещественного состава пласта.

При низких концентрациях раствора глубина его проникновения в пласт увеличивается, но при этом возрастают потребные объемы кислотного раствора, что в определенной степени осложняет процесс освоения скважины после СКО из-за большого количества продуктов реакции. Применение высококонцентрированных растворов НС1 приводит к образованию насыщенных с повышенной вязкостью растворов CaCl₂ и MgCl₂, которые трудно извлекаются из пласта при освоении. Кроме того, существенно возрастает коррозия оборудования и труб. С другой стороны, кислотные растворы с концентрацией более 15% HCl хорошо растворяют гипс и ангидрит, образуя твердый осадок, выпадающий в ПЗС и снижая ее проницаемость. Обычно высококонцентрированные растворы НС1 можно применять при охлаждении их, например, жидким азотом, что способствует увеличению глубины их проникновения в пласт.

Повышение давления приводит к снижению скорости реакции. Экспериментально установлено, что время нейтрализации 75% объема кислотного раствора увеличивается в 7-10 раз при повышении давления с 0,1 МПа до 0,7 МПа; при увеличении давления от 0,7 до 1 МПа время нейтрализации увеличивается в 30-35 раз, а при увеличении давления с 2 до 6 МПа скорость реакции снижается в 70 раз. На рис. 1 показаны качественные зависимости влияния на время нейтрализации кислотного раствора Т_н, давления Р и температуры t.

Рис. 1. Влияние давления и температуры на время нейтрализации кислотного раствора:

Р₀, - атмосферное давление;

t_c - стандартная температура (t_c = 20°С)

Особенности концентрированной соляной кислоты

Концентрированная соляная кислота содержит 27,5-31% НС1. Как правило, концентрированная кислота не используется для обычных СКО, т.к. она чрезвычайно активна по отношению к металлам и вызывает их интенсивную коррозию. Кроме того, концентрированная соляная кислота растворяет содержащийся в карбонатных породах ангидрит (CaSO₄) и гипс (CaSO₄•2Н₂О) по следующим реакциям:

- ангидрит

CaSO₄ + 2НС1 = H₂SO₄ + CaCl2,

H₂SO₄ + CaCl₂ = CaS04 + 2HC1.

v

- гипс

CaS0₄•2H₂O + HC1= H₂SO₄ + CaCl₂ + 2H₂O,

H₂SO₄ + CaCl₂ + 2H₂O = CaS04•2H20 + 2HC1. (1.3)

v

Таким образом, ангидрит и гипс, содержащиеся в скелете породы, после взаимодействия с концентрированной HC1вьшадают в осадок в поровом пространстве, снижая проницаемость ПЗС вплоть до ее закупорки.

Именно поэтому для проведения СКО необходимо применять кислотные растворы, концентрация которых была бы такой, чтобы предотвратить интенсивную коррозию металлов и растворение из скелета породы ангидрита и гипса, но в то же время, чтобы они хорошо растворяли карбонатные породы. Рациональной считается концентрация кислотных растворов от 6 до 15%.

По условиям производства соляной кислоты в концентрированной кислоте содержатся определенные примеси, способные при реакции с карбонатными породами (продуктами основной реакции) давать твердые осадки. К таким примесям относятся:

1. Серная кислота H2SO4, которая взаимодействуя с продуктами основной реакции (см. зависимости (1.1) и (1.2)), образует гипс, выпадающий в осадок:

H₂SO₄+ CaCl₂ + 2Н₂0 = CaS04 • 2Н20 + 2НС1. (1.4)

v

2. Хлорное железо FeCl₃,

Fe + 2НС1 = FeCl₂ + Н2 ^. (1.5)

FeCl₂ преобразуется в FeCl₃, выпадающий в осадок.

3. Фтористый водород и фосфорная кислота, образующие с продуктами основной реакции нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF₂) и фосфорнокислого кальция (Са₃(Р04) 2)

HF + CaCl2 = CaF2 + 2НС1, (1.6)

v

2Н3Р04 + 3CaCl2 = Са3 (РО4) 2 + 6НС1. (1.7)

Исходя из вышеизложенного, для получения качественного раствора соляной кислоты необходимо использовать специальные химические реагенты, устраняющие из соляной кислоты вредные примеси.

Химические реагенты, применяемые при солянокислотных обработках

1. Выделение H₂SO₂ осуществляется при приготовлении кислотного раствора. Обычно доводят концентрацию концентрированной соляной кислоты до 15%, затем добавляют хлористый барий BaCl₂ (в концентрированной кислоте хлористый барий плохо растворим):

H₂SO₄ + BaCl₂ = BaSO4 + 2НС1. (1.8)

v

После реакции кислотный раствор отстаивается, а осадок BaSO₄ удаляется.

В противном случае:

H₂SO₄ + СаСО_з + 2Н₂О = CaSO4• 2H20 + Н₂О + СО₂ ^, (1.9)

v

H2SO4 + СаСОз = CaSO4•Н2О + СО₂ ^, (1.10)

v

т.е. призабойная зона скважины в процессе СКО может быть закупорена гипсом и ангидритом.

2. Соляная кислота хорошо реагирует с алюминием А1 и железом Fe

Al + 2НС1 = AlCl₃ + H₂ ^, (1.11)

2AICI2 + 2HC1 = 2AICI3 + H2 ^, (1.12)

v

т.е. AlCl₃ после нейтрализации HCl выпадает в осадок,

Fe +2НС1 =FeCl₂ + H₂ ^,

2FeCl2 + 2НС1 = 2FeCl3 + H₂ ^, (1.13)

v

т.е. FeCl, выпадает в осадок после нейтрализации HCl. С другой стороны:

Al2O3 + 6НС1 = 2А1С1з + ЗН2О, (1.14)

v

Fe2O3 + 6НС1 = 2FeCl3 + ЗН2О, (1.15)

v

т.е. количество осадка в ПЗС при проведении СКО может быть достаточно большим, что снижает проницаемость ПЗС. По этим причинам раствор соляной кислоты должен обрабатываться специальными химическими реагентами.

К этим реагентам относятся:

Стабилизаторы - водорастворимые вещества, стабилизирующие свойства кислотного раствора. С целью предотвращения выпадения или удаления солей А1 и Fe используют, как правило, уксусную кислоту (CH₃COOH). Соли железа и алюминия образуют устойчивые соединения, удерживаемые в растворе. При этом снижается скорость реакции кислотного раствора. Добавка уксусной кислоты изменяется от 0,8 до 2% от объема кислотного раствора [4].

Наличие в породе кремния Si при реакции с НС1 может вызвать образование гелей кремниевой кислоты (H₂SiO₃,), закупоривающих ПЗС:

СаСО3 + SiO2 + 2НС1 = H2SiO3 + CaCl2 + СО2 ^. (1.16)

v

С целью предотвращения образования гелей кремниевой кислоты используют фтористо-водородную кислоту HF, которая полностью растворяет Si:

SiO₂ + 6HF = H₂SiF₆, + 2Н2О. (1.17)

H₂SiF₆ остается в растворенном соединении и не образует осадка. Добавка HF изменяется от 1 до 2% от объема кислотного раствора.

Ингибиторы - водорастворимые вещества, понижающие коррозионную активность НС1. В качестве ингибиторов используют:

- формалин (до 1%) - снижает коррозионную активность в 7-8 раз. Формалин представляет собой 40%-й раствор формальдегида (CH₂O) в воде. Формалин не влияет на скорость реакции;

- уникол ПБ-5 (0,05-0,1%) - снижает коррозионную активность в 10-15 раз. Растворяется только в растворе НС1, не растворяется в воде;

- реагент И-1-А (до 0,4%) в смеси с уротропином (до 0,8%) используется при высоких давлении Р_пл и температуре t_пл. При температуре 87°С и давлении 38 МПа снижает коррозионную активность в 90 раз;

- УФЭ₈ - ингибирующее действие выше, чем у формалина, но ниже, чем у уникола ПБ-5;

- ДС (до 0,5%) - снижает скорость коррозии до 3 раз (нефтяной продукт на основе серы или натрия).

Кроме того, в качестве ингибиторов используют катапин-А, реагент В-2, карбозолин-О, реагент «Север-1».

Интенсификаторы - вещества, обеспечивающие удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (поверхностно-активные вещества - ПАВ). ПАВ снижают межфазное натяжение, способствуют выносу воды и отмыву нефти с поверхности горной породы. В качестве интенсификаторов используются также спирты, сульфокислоты, МЛ-72, ОП-10, марвелан К(0), реагент 4411, тержитол, катапин-А и др.

Порядок приготовления раствора НС1: вода - ингибиторы - стабилизаторы - концентрированная соляная кислота - хлористый барий - интенсификаторы.

Раствор перемешивается, отстаивается в течение 2-3 часов, фильтруется, после чего он готов к употреблению. Приготовление кислотного раствора производится на специальной кислотной базе.

2.2 Техника проведения обычной СКО

Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:

1. Промывка скважины (прямая, обратная или комбинированная). Выполняется при открытых задвижках на устье и затрубном пространстве. Жидкость, заполняющая скважину, и жидкость промывки поступают в емкость на поверхности.

В процессе этой операции скважина очищается не только от грязи, но и от отложений смол, парафинов и асфальтенов, которые могут отлагаться в ПЗС, в перфорационных каналах и на стенках скважины. При этом в качестве жидкостей промывки используются: керосин, дизельное топливо, пропан-бутановая фракция, конденсат и др. растворители. После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью. Если скважина расположена в зоне ВНК и есть опасение, что после СКО вода может подняться, нижнюю часть продуктивного пласта не обрабатывают. В этом случае после промывки нижняя часть скважины на расчетную величину толщины продуктивного горизонта заполняется жидкостью - бланкетом. В качестве бланкета обычно используют концентрированный раствор хлористого кальция. Объем бланкета V_б рассчитывают по формуле:

(2.1)

где D_c - внутренний диаметр обсадной колонны (скважины), м;

h' - часть толщины пласта, которая не должна обрабатываться раствором НС1, м.

Транспортировка бланкета на забой осуществляется нефтью после расчета времени, в течение которого расчетный объем бланкета достигает положенной глубины.

2. Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и желаемой (рациональной) глубины обрабатываемой зоны. Как правило, радиус обработки ПЗС при первичном воздействии наименьший. Чтобы последующие обработки (вторая, третья и т.д.) были технологически эффективными, необходимо увеличивать радиус обработки в сравнении с радиусом предыдущей обработки. Анализ результатов первичных СКО показывает, что удельный расход кислотного раствора на метр обрабатываемой толщины зависит от коллекторских свойств ПЗС: для низкопроницаемых коллекторов невысокой пористости удельный расход 15%-го раствора НС1 изменяется от 0,2 до 0,6 m³/m; для высокопроницаемых коллекторов - от 0,2 до 0,9 m³/m; для трещинных коллекторов - от 0,3 до 0,9 m³/m.

При закачке кислотного раствора в скважину в течение времени достижения им обрабатываемого пласта задвижка на затрубном пространстве открыта, после чего она закрывается.

3. Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины. Скважина закрыта.

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации, как уже отмечалось, зависит от давления и температуры и изменяется от 1 ч. до 24 ч.

5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем - исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте.

2.3 Техника, применяемая при СКО

Приготовление кислотного раствора осуществляется, как правило, на специальных кислотных базах, организованных на территории нефтедобывающего района. Для перевозки необходимых объемов кислотного раствора на скважины используются автоцистерны различного объема (до 20 м³). Для защиты емкостей от воздействия кислоты (или растворов кислоты) они гуммируются или покрываются специальными химически стойкими эмалями. При работе при низких температурах воздуха емкости оборудуются специальными нагревателями-змеевиками. Перекачка кислотных растворов осуществляется специальными центробежными насосами кислотоупорного исполнения с различными подачами и напорами.

Закачка кислотных растворов в скважину осуществляется специальными насосными агрегатами на автомобильном шасси, например, «Азинмаш 30 А». Насосный агрегат включает в себя гуммированную цистерну для кислотного раствора, насос высокого давления (как правило, трехплунжерный насос одинарного действия) с приводом от коробки отбора мощности автомобиля. Сменные плунжеры насоса позволяют регулировать подачу в широких пределах (от единиц до десятков л/с). Давление, создаваемое насосом, также меняется от единиц до десятков МПа. Параметры работы насоса зависят от скорости (как правило, насосный блок имеет 5 скоростей). Наряду с насосным агрегатом, для кислотных обработок используется цементировочный агрегат (типа ЦА-320М), который играет роль подпорного насоса для основного агрегата, подавая технологические жидкости на прием силового насоса. Кроме того, агрегат ЦА-320М, оборудованный ротационным насосом низкого давления и емкостями, позволяет перемешивать кислотный раствор с различными реагентами, добавляемыми в него на скважине, а также при необходимости перекачивать растворы из одних емкостей в другие.



Кроме агрегата ЦА-320М, при кислотных обработках при необходимости применяется и агрегат для гидравлического разрыва пласта, напри мер, 4АН-700.



Важнейшим техническим элементом при проведении СКО является специальная устьевая головка высокого давления на быстросъемных соединениях. Головка оборудована обратным клапаном (его наличие обязательно!) и задвижкой высокого давления, соединенной с выкидом насосного агрегата. На поверхности при обвязке цистерн и агрегатов используются прочные металлические трубы. В зависимости от технологических параметров СКО одновременно могут использоваться несколько однотипных агрегатов, обвязываемых в единую систему.

Совершенно очевидно, что при проведении СКО необходимо строго соблюдать правила обеспечения безопасности жизнедеятельности и защиты окружающей среды.

Кроме обычной СКО, на практике достаточно широко применяются другие виды кислотного воздействия, которые отличаются от обычной СКО технологией их реализации. Рассмотрим некоторые из них.

2.4 Кислотные ванны

Данные обработки применяются, как правило, в скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения. Основной целью кислотных ванн является очистка ПЗС от остатков глинистой корки, цементных частиц (при цементировании обсадной колонны выше продуктивного горизонта), отложений солей (кальцитовых) пластовой воды и др. Объем кислотного раствора должен равняться объему скважины от подошвы до кровли коллектора. Закачка расчетного объема раствора ведется при давлении, определяемом сопротивлениями в системе без задавки его в ПЗС. Концентрация раствора для кислотных ванн выше и достигает 20%. Это связано с тем, что при кислотных ваннах не происходит перемешивания раствора на забое. Время нейтрализации при таких обработках выше, чем при обычной СКО, и достигает 16-24 ч.

2.5 Кислотные обработки под давлением

Этот ВИД обработок предназначен для повышения эффективности кислотного воздействия на призабойные зоны неоднородного по проницаемости коллектора. При обычной СКО кислотный раствор проникает в хорошо проницаемые разности, а зоны пониженной проницаемости фактически остаются необработанными. Технология СКО под давлением отличается от обычной обработки следующим. Сначала проводится гидродинамическое исследование скважины со снятием профиля притока (приемистости) с целью установления зон повышенной проницаемости и поглощающих трещин. После этого скважина обычным образом готовится к обработке. Затем в скважину до кровли продуктивного горизонта спускается колонна НКТ, на конце которой размещен пакер с якорем. В определенный момент времени колонна пакеруется и заякоривается во избежание повреждения обсадной колонны выше продуктивного горизонта высоким давлением закачки кислотного раствора. После этого проводится закупорка высокопроницаемых разностей закачкой в них высоковязкой нефтекислотной эмульсии. Нефтекислотная эмульсия готовится на скважине из смеси 12%-го раствора НС1 и нефти, при этом используется центробежный насос штатной техники (автоцистерны). Соотношение компонентов эмульсии таково: 70% по объему - кислотный раствор, 30% по объему - дегазированная нефть. Если дегазированная нефть легкая, к ней добавляют, например, окисленный мазут, гудрон и др. С целью получения хорошего качества эмульсии к ней добавляют эмульгирующие вещества. Вязкость образующейся эмульсии зависит от дисперсности ее компонентов, т.е. от времени перемешивания. При достаточно длительном времени перемешивания получают мелкодисперсную эмульсию с вязкостью до 10 Па•с. Полученная таким образом нефтекислотная эмульсия закачивается в призабойную зону, проникает в зоны повышенной проницаемости и заполняет их. Продавка эмульсии ведется при открытой задвижке на затрубном пространстве до момента, пока эмульсия не достигнет кровли продуктивного горизонта (башмака НКТ). После этого производят пакеровку и заякоривание НКТ и закрывают затрубную задвижку. Если в НКТ закачан расчетный объем кислотного раствора, то продавка эмульсии осуществляется кислотным раствором. Давление закачки увеличивается, и эмульсия проникает в зоны повышенной проницаемости. По достижении границы раздела «нефтекислотная эмульсия-кислотный раствор» башмака НКТ давление закачки вновь возрастает. Под действием повышенного давления кислотный раствор закачивается в низкопроницаемые разности, что существенно увеличивает охват пласта процессом кислотного воздействия. Объемы нефтекислотной эмульсии рассчитываются по результатам гидродинамического исследования скважины, профилей притока (приемистости), а также коллекторских свойств обрабатываемой зоны пласта. Все остальные технологические операции не отличаются от таковых для обычной кислотной обработки.

3. Термокислотная обработка

Термокислотная обработка предназначена для повышения эффективности кислотных обработок карбонатных коллекторов, когда в процессе эксплуатации скважин в призабойной зоне отлагаются асфальто-смоло-парафиновые (АСП) вещества, блокирующие карбонатную породу для нормальной реакции ее с кислотным раствором. Эффективной кислотная обработка будет только в том случае, если предварительно удалить с поверхности карбонатной породы асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). Удаление АСПО возможно в процессе промывки после их расплавления. Расплавление АСПО достигается за счет экзотермической реакции взаимодействия соляно-кислотного раствора НС1 с магнием или его сплавами:

Mg + 2HCl = MgCl₂ + H₂^+Q_т (3.1)

где Q_т - количество теплоты, выделяющееся при реакции, кДж.

Хлористый магний остается в растворе. Количество выделяющейся при реакции теплоты Q_т зависит от многих факторов: концентрации кислотного раствора, его количества, количества магния и его вида (магниевая пыль, крошка, стружка или бруски), степени нейтрализации раствора и т.д.

Установлено, что при взаимодействии 1 кг Mg с 18,61 л 15% раствора соляной кислоты достигается полная нейтрализация раствора и полный расход магния. При этом выделяется 18987 кДж теплоты.

Оценим максимальное повышение температуры продуктов реакции, предполагая потери тепла в окружающую среду нулевыми. Уравнение теплового баланса таково:

Q_т =V_р р_р Ct,

где V_р - объем жидкости при реакции, равный объему 15%-го кислотного раствора;

р_р - плотность кислотного раствора (р принимается равным плотности воды 1000 кг/м³), кг/м³;

С - удельная теплоемкость жидкой части продуктов реакции, кДж/(кг•град);

- повышение температуры,°С, откуда

. (3.2)

Примем удельную теплоемкость жидкой части продуктов реакции равной удельной теплоемкости воды С = 4,186 кДж/(кг град). Подставляя исходные данные в (1.19), получим:

Таким образом, максимально возможное повышение температуры при полной реакции составляет ~ 243°С, т.е. эта температура вполне достаточна для расплавления АСПО и очистки ПЗС.

Выполненными исследованиями показано, что скорость реакции Mg и HCI зависит от давления: при Р = 0,1 МПа для 15% кислотного раствора скорость реакции составляет 58,6 кг/час на 1 м² поверхности магния; при Р = 14 МПа - 0,55 кг/час на 1 м1 При этом отмечено, что повышение температуры раствора до 60-70 «С снижает концентрацию кислотного раствора с 15% до 11%. Температура нагрева жидкости регулируется количеством магния и скоростью закачки кислотного раствора.

Термокислотная обработка проводится с использованием специального скважинного реактора, схема которого представлена на рис. 2, а принцип действия понятен из рисунка.



Рис. 4. Схема скважинного реактора:

1 - резьба для соединения с НКТ; 2 - камера для загрузки металлического магния; 3 - решетка; 4 - конус; 5 - отверстие для выхода нагретых жидких продуктов реакции; 6 - максимальный термометр

Термокислотная обработка выполняется в два этапа.

1. Термическая обработка. Рассчитываются такие количества металлического магния и кислотного раствора, чтобы произошла полная нейтрализация по магнию, а температура поднялась до расчетной величины, достаточной для расплавления в ПЗС асфальто-смоло-парафиновых отложений. Частично непрореагировавшая кислота обрабатывает только пристенную зону ПЗС, не проникая глубоко в пласт. Основное химическое воздействие осуществляется на втором этапе.

2. Термокислотная обработка. Количество кислотного раствора берется существенно большим, чем при термической обработке. На первом этапе идет термическая обработка, затем продолжается термокислотная. Процесс осуществляется как при обычной СКО.

Расход магния на одну обработку колеблется от 40 до 100 кг, расход 15% кислотного раствора - до 10 м³.

С целью снижения коррозии металла кислотный раствор ингибируется формалином (0,5% по объему), а стабилизируется уксусной кислотой (до 1,5% по объему). При такой обработке использование уникода нежелательно, т.к. он снижает скорость растворения магния.

4. Глинокислотная обработка (обработка терригенных коллекторов)

Глиняной кислотой называется смесь 3-5%-й фтористо-водородной (HF) и 8-10%-й соляной кислот. Терригенные коллекторы содержат, как правило, малое количество карбонатов, изменяющееся, в среднем, от 1 до 5% по массе. Основная масса таких коллекторов представлена силикатными веществами (кварц) и алюмосиликатами (каолин).

Известно, что силикатные вещества практически не взаимодействуют с соляной кислотой, хотя хорошо растворяются в плавиковой (фтористо-водородной).

Сущность глинокислотной обработки терригенных коллекторов и состоит в учете особенностей их строения. При контакте глиняной кислоты с терригенными породами небольшое количество карбонатного материала, реагируя с солянокислотной частью раствора, растворяется, а фтористо-водородная кислота, медленно реагирующая с кварцем и алюмосиликатами, достаточно глубоко проникает в ПЗС, повышая эффективность обработки. Основные реакции протекают следующим образом:

SiO₂ + 4HF = SiF₄ + 2H₂O. (4.1)

Далее:

3SiF₄ + 4H₂O = Si (ОН) 4 + 2H₂SiF₆. (4.2)

v

Кремнефтористоводородная кислота H₂SiF₆ остается в растворе, а кремниевая кислота Si(OH)₄, при понижении кислотности раствора может образовывать гель кремниевой кислоты, выпадающий в осадок и закупоривающий призабойную зону.

Реакция алюмосиликатов с HF такова:

H₂Al₄SiO₉ + 14HF = 2AlF₃ + 2SiF₄ + 9H₂O. (4.3)

Соль фтористого алюминия A1F₃, остается в растворе, а фтористый кремний SiF, соединяясь с водой в соответствии с (4.2), образует Si(OH)₄, и H₂SiF₆.

Таким образом, общая реакция следующая:

H4Al2SiO9 + 12HF = 2A1F3, + Si(OH) 4, + H2SiF6, + 5H2O. (4.4)

v

Соляная кислота в смеси с HF служит не только для растворения карбонатного материала терригенного коллектора, о чем уже говорилось, но в значительной степени она предотвращает образование гелей кремниевой кислоты, удерживая кремниевую кислоту в растворе. Фтористоводородная кислота реагирует и с карбонатами, например, с известняком:

СаСО3 + HF = CaF2 + Н2О + СО2 ^. (4.5)

v

Фторид кальция выпадает в осадок, приводя к снижению проницаемости. Поэтому соляная кислота, входящая в состав глиняной, предотвращает образование CaF₂. Можно использовать и следующую технологию двухступенчатой кислотной обработки: на первом этапе провести обычную соляно-кислотную обработку, а на втором этапе закачать глиняную кислоту. Удаление карбонатов из ПЗС на первом этапе позволяет сохранить кислотность раствора на втором этапе, предотвращая тем самым образование гелей кремниевой кислоты.

Реакция HF с кварцем достаточно медленная, а с алюмосиликатами - быстрая. Поэтому плавиковая кислота, воздействуя в основном на глины и аргиллиты, разрушает глинистое цементирующее вещество терригенного коллектора, приводя к снижению его прочности.

Пары HF чрезвычайно ядовиты, так что при работе с этой кислотой необходимы усиленные меры предосторожности. Поэтому на практике вместо HF часто используют менее опасный фторид-бифторидаммоний NH₄FHF в виде твердого кристаллического вещества. Один кг NH₄FHF химически эквививалентен 1,55 л 40%-й плавиковой кислоты. Фторидбифторидаммоний растворяют в соляной кислоте, что приводит к частичной ее нейтрализации (поэтому для растворения NH₄FHF используют солянокислотный раствор повышенной до 15% концентрации):

NH₄FHF + 2НС1 = 2HF + NH₄Cl. (4.6)

Образующийся хлористый аммоний NH₄Cl остается в растворенном состоянии.

Ингибиторами для глиняной кислоты являются: формалин, катаптин, уротропин, уникод, ингибиторы В-1, В-2, производные мышьяка или меди, меркаптаны. Норматив добавки ингибиторов от 0,2 до 1% по объему.

В качестве интенсификаторов используют ПАВ, например, ОП-1, а в качестве стабилизаторов ПАВ-лимонную кислоту, молочную кислоту (от 1 до 3%), 10%-й раствор уксусной кислоты.

Технология проведения обработки и используемая техника принципиально не отличаются от таковых при обычной СКО.

Рассмотренные методы физико-химического воздействия на призабойные зоны скважин достаточно широко применяются в различных нефтедобывающих районах мира, хотя успешность этих методов не является стопроцентной. Во многих случаях лучшие результаты дают комбинированные методы.

5. Стабилизированные кислотные составы

При обработке пласта в призабойной зоне скважин кислотный раствор реагирует с различными твердыми компонентами (карбонаты кальция и магния, окислы железа, силикаты алюминия и др.) образуя растворимые хлориды. Последние остаются в растворенном состоянии до истощения кислоты, пока рабочий раствор имеет низкий рН (менее 2). Обычный раствор HCl истощается относительно быстро (около 30 мин) и рН возрастает, стремясь к 6. Одновременно с нейтрализацией кислотного раствора часть образовавшихся хлоридов остается в растворенном состоянии, а другая образует соединения, такие как гидроокись железа Fe(OH) и алюминия Al (ОН) 3, которые осаждаются, давая вторичные отложения. Эти вторичные осадки имеют вид гелей и могут значительно уменьшать проточные каналы в продуктивном пласте, заметно снижая проницаемость обрабатываемой зоны. По этой причине после кислотной обработки вместо увеличения притока жидкости иногда происходит ее блокирование [5].

Как правило, после истощения кислотного раствора железо, перешедшее в раствор с металлического оборудования и присутствующее в породах продуктивного пласта, образует в пласте значительные осадки. Наиболее опасными являются ионы Fe3+, которые начинают осаждаться, когда рН-2-4. Ионы Fe3+осаждаются только тогда, когда рН-6-9. Таким образом, оценено, что если кислотный раствор закачивается по колонне НКТ длиной 1700 м, то из накипи окислов железа, снятой с 4 металлической поверхности, может образоваться в пласте (после истощения кислоты) 40-50 кг осадка. Если порода также содержит железо, то количество осадка будет намного больше. Так, если порода содержит 1% железа, то при толщине пласта 10 м в радиусе 1 м (следовательно, в объеме породы 31,4 м³) появится около 900 кг Fe(0Н) 3, которая осаждается после истощения кислоты. Осадок появляется преимущественно на фронте нагнетания кислотного раствора в пласт, где кислота истощается быстрее, образуя, таким образом, круговую зону осаждения.

Чтобы избежать вторичного выпадения осадков в пласте, в кислотный раствор вводится стабилизатор. Для этого могут применяться органические кислоты: уксусная, лимонная, молочная или глюконовая.

С хорошими результатами могут использоваться Версен (эгилен-диаминтетрауксусная кислота - ЭДТК) или нитрилтрехуксусная кислота (НТК).

В табл. 1 приведены количества различных стабилизаторов для предотвращения выпадения в осадок железа после истощения 15%-ного раствора НСl, когда концентрация ионов трехвалентною железа составляет 5 г/л.

Фирма «Довелл» рекомендует так называемую стабилизированную кислоту, составленную из соляной кислоты, воды, ингибитора коррозии и комплексирующей присадки, препятствующей образованию и осаждению железистых соединений, когда кислота истощается за счет реакции с породой и рН > 2. Эти соединения не осаждаются ни при больших паузах для реакции, ни даже когда прореагировавший кислотный раствор не извлечен, а продавлен в пласт в случае нагнетательных скважин. В качестве комплексирующих агентов «Довелл» рекомендует продукты, называемые L₁, L₁₄, L₂. Первые две из этих присадок могут быть использованы при температуре около 90 ?С, представляют собой порошок и прибавляются в количествах 0,2-0,5% от объема. Продукт L₂ - сиропообразная жидкость желтого цвета, может быть использована при температурах до 50 ?С и прибавляется в количествах 1-2% от объема. комплексирующей присадки, препятствующей образованию и осаждению железистых соединений, когда кислота истощается за счет реакции с породой и рН > 2. Эти соединения не осаждаются ни при больших паузах для реакции, ни даже когда прореагировавший кислотный раствор не извлечен, а продавлен в пласт в случае нагнетательных скважин. В качестве комплексирующих агентов «Довелл» рекомендует продукты, называемые L₁, L₁₄, L₂. Первые две из этих присадок могут быть использованы при температуре около 90 ?С, представляют собой порошок и прибавляются в количествах 0,2-0,5% от объема. Продукт L₂ - сиропообразная жидкость желтого цвета, может быть использована при температурах до 50 ?С и прибавляется в количествах 1-2% от объема. Фирма «Халлибуртон»

рекомендует с этой целью стабилизированный состав, называемый железо-кислота, который содержит синергическую смесь комплексирующих агентов и поддерживает относительно низкий pH. Эта смесь обладает повышенной эффективностью, препятствуя отложению не только железистых но и других соединений, которые могли бы осаждаться одновременно с истощением кислотного раствора, а также при наличии в продуктивном пласте глины препятствует ее набуханию. При повышенном содержании железа в пласте или присутствии сернистых соединений рекомендуют использовать растворы железо-кислоты с высоким содержанием комплексирующих агентов.

Таблица 1. Характеристика стабилизаторов раствора

1. Стабилизатор раствора	2. Положительные свойства	3. Ограничения для применения	4. Рекомендуемое количество агента на 1 м3 15%-го раствора HCl, кг
Уксусная кислота	Не образует осадков с кальцием	Эффективна только до 70 ?С	50
Лимонная кислота	Эффективна только при высоких температурах (около 90 ?С)	При избытке может осаждаться в виде цитрата кальция	20
Смесь лимонной и уксусной кислот	Эффективна при умеренных температурах	Может осаждаться в цитрат кальция. Эффективность падает, когда температура превышает 60 ?С	6 (лимонная кислота), 11 (уксусная кислота)
Молочная кислота	Возможность осаждения молочнокальциевой соли незначительна даже при избытке молочной кислоты	Малоэффективна при температуре около 40 ?С	23
Глюконовая кислота	Возможность осаждения глюконата кальция незначительна	Эффективна только до 65 ?С. Имеет относительно высокую стоимость	42
Тетранатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТК)	Не осаждаются соли кальция даже при избытке ЭДТК. Эффективна при относительно высоких температурах () около 90 ?С	Самая дорогая из всех комплексирующих агентов	36
Тринатриевая соль нитрилтрехуксусной кислоты	Не осаждаются соли кальция даже при относительном избытке. Эффективна при высоких температурах (около 90 ?С)	Более дешевая, чем ЭДТК, но намного дороже лимонной кислоты	30

Раствор железо-кислота применяется преимущесвенно для обработки нагнетательных скважин, но является эффективным и для стимулирования производительности нефтяных и газовых скважин. В зависимости от специфических условий каждого месторождения и, соответственно, каждой

скважины могут применяться различные комплексные кислотные растворы, полученные путем прибавления к железо-кислоте соответствующих присадок (ПАВ, деэмульгаторов, регуляторов и т.д.).

Другим вариантом борьбы с вторичными отложениями является использование органической кислоты вместо соляной. С этой целью рекомендуют кислоту, называемую MSA. Это водный раствор уксусной

кислоты, в которой может прибавляться ПАВ для предотвращения эмульгирования, органический ингибитор для борьбы с коррозией а в скважины, содержащие H₂S, присадка SCA-130 во избежание трещинной коррозии. Кислотный раствор типа MSA может быть применен и для устранения блокировок пластовой водой или эмульсией и др. [6].

5.1 Поверхностно-активный кислотный состав

Высокое межфазное натяжение жидкостей в призабойной зоне пласта затрудняет их извлечение из капиллярных каналов пористой среды, снижая рабочие дебиты. Наличие в порах газообразной фазы делает это явление более резко выраженным. Для снижения поверхностного и межфазного натяжений при обработке скважин рекомендуется применять поверхностно-активные кислотные растворы, которые содержат 0,1-1%, иногда даже 2-3% поверхностно-активного вещества.

Поверхностное натяжение воды составляет 73,9 Н/см, а раствора 15%-ного HI - 72,9 Н/см. Последнее может быть снижено до 26-33 Н/см прибавлением поверхностно-активного агента, в частности, продуктов F-18, F-40 и F-54, выпускаемых фирмой «Довелл», или Реп-5А фирмы «Халлибуртон». Дальнейшее снижение поверхностного натяжения 15%-ного раствора HI до 17-20 Н/см можно достигнуть добавлением 0,1-0,2% агента Суперфло фирмы «Халлибуртон» или смеси неионогенных и анионогенных ПАВ F-75 фирмы «Довелл». В Румынии для снижения межфазного натяжения кислотного раствора используется поверхностно-активное вещество S₂-2350 или нонил-фенол-16 (NF-16).

Поверхностно-активный кислотный раствор повышает эффективность кислотной обработки, так как дает возможность кислоте более полно проникать в пустоты пористой среды и в тонкие каналы продуктивного пласта, удаляя нефть с поверхности породы и обеспечивая хороший контакт между кислотой и породой. Такой вид обработки изменяет также смачиваемость пород-коллекторов, предотвращает образование или разрушение эмульсии кислота - нефть, благоприятствует удалению из призабойной зоны отработанного кислотного раствора и продуктов реакции, включая твердые взвеси, предупреждает образование твердых компонентов или увеличение вязкости (кислотные гудроны и др.) при контакте кислоты с нефтью [7].

Вышеупомянутые явления могут проявляться в призабойной зоне пласта и сильно влиять на дебит скважины.

5.2 Технологическая эффективность методов воздействия на ПЗС

Различают технологический и технолого-экономический (технико-экономический) эффект. Методология оценки технологического эффекта базируется на следующих документальных данных: параметры работы системы «скважина-пласт» до проведения обработки и после ее реализации. К основным параметрам работы системы относятся:

- дебит (приемистость) скважины Q;

- забойное давление Р_заб;

- индикаторная диаграмма;

- кривая восстановления забойного давления (КВД);

- профиль притока (приемистости).

Перед проведением того или иного метода воздействия на ПЗС необходимо проведение комплексного исследования скважины при работе на стационарных режимах, при работе на нестационарном режиме и дебитометрические исследования.

По результатам этих исследований строятся и обрабатываются: индикаторная диаграмма, КВД и профиль притока (приемистости). Кроме того, отбираются пробы продукции и определяются в лаборатории ее физико-химические характеристики. Все полученные данные служат основой для сравнения и сохраняются.

После проведения обработки ПЗС комплексное исследование повторяется, результаты обрабатываются и сохраняются.

Первым технологически важным показателем является изменение дебита скважины AQ:

Q = Q₁-Q₀, (5.1)

где Q₁, Q₀ - соответственно дебит скважины до обработки и после. Совершенно очевидно, что этот показатель не является единственным и представительным, т.к. дебит после обработки (2, может быть получен и за счет снижения забойного давления; поэтому сравниваются коэффициенты продуктивности (приемистости) - если индикаторные диаграммы линейны; в противном случае сравниваются коэффициенты пропорциональности «к» и показатели степени «и» обобщенного уравнения притока (приемистости) или коэффициенты А и В. Увеличение коэффициента продуктивности (приемистости) или соответствующее изменение k, n, А и В являются объективными показателями технологической эффективности проведенной обработки. Полученные в ходе обработки результатов гидродинамических исследований коэффициенты проницаемости, подвижности, гидропроводности и пьезопроводности призабойной зоны сравниваются между собой. Затем сравниваются результаты гидродинамических исследований на нестационарном режиме, дебитометрических исследований и свойств продукции. сравнение всех перечисленных показателей необходимо не столько для определения самой технологической эффективности, сколько для выявления, за счет какого показателя (либо совокупности показателей) системы получен положительный эффект. Это является абсолютно необходимым для новых нефтяных регионов при выборе самих методов управления продуктивностью и разработке технологии их реализации, а также для проверки адекватности выбранных методов реальным геолого-физическим свойствам объекта.