Повышение продуктивности скважин Восточно-Сургутского месторождения химическим методом

Эффективность данного вида обработок зависит от того насколько глубоко кислота прошла в пласт, так как при этом возрастает вероятность вовлечения в работу ранее не вскрытых целиков нефти, создается больше путей для притока нефти в призабойную зону пласта (ПЗП). При реакции с HCl с известняками образуется СО2. Углекислый газ, способствует увеличению скорости реакции, так как при его выделении в виде пузырьков происходит перемешивание раствора и продуктов реакции, вовлечение в процесс реакции новых порций неотработанного кислотного раствора.

Из справочных источников известно, что при температуре взаимодействия плюс 20°С, при давлении более 5,65 МПа реакция происходит без выделения углекислого газа, то есть СО2 остается в растворенном состоянии. Отсюда следует, что при повышении давления реакция кислоты с породой замедляется, появляется возможность продавить раствор дальше в пласт.

Из практики кислотных воздействий известно, что с увеличением кратности обработок, давления закачки падают, скорость реакции возрастает. Тем самым действие кислоты ограничивается к растворению карбонатов в непосредственной близости от ствола скважины.

Используя созданную базу в качестве исходной рабочей, полученный материал был отсортирован по основным зависимостям в целом по всем видам обработок: кратность - эффективность, давление закачки - эффективность, дебит обработки, обводненность режимная до обработки, накопленная добыча воды на момент обработки, статический уровень. После сопоставления этих данных со средними значениями по простым кислотным обработкам в зависимости от кратности и обводненности можно сделать выводы в применимости к данным условиям.

2.2.1 Солянокислотные обработки

Анализ большого числа простых солянокислотных обработок (197) на нефтяных залежах НГДУ «Сургутнефтегаз» показал, что высокая успешность этих обработок (по дополнительно добытой нефти на одну обработку от 494,8 т до 373,3 т) соответствует безводному периоду разработки или периоду начального обводнения залежей (до 20%).

При обводненности свыше 30 - 40% средняя эффективность резко падает (в пять раз).

При давлении свыше 5,65 МПа и температуре равной 20°C (средняя температура против призабойной зоны пластов скважин НГДУ «Сургутнефтегаз» 24°С) скорость взаимодействия кислоты с породой при дальнейшем повышении давления практически не изменяется. Значит, при этих давлениях основную роль играет линейная скорость закачки кислоты, которая позволяет сократить время контакта кислоты с породой, что способствует продвижению кислоты в активном состоянии вглубь пласта, увеличению степени охвата пород пласта за счет высоких перепадов давления и вовлечению в работу малопроницаемых участков.

Из опыта гидроразрыва пласта на скважинах НГДУ «Сургутнефтегаз» установлено, что развитие трещин, приводящих к гидроразрыву происходит при давлениях 18-25 МПа. Поэтому при первичных солянокислотных обработках не следует создавать давление свыше 12-15 МПа. При достижении этих давлений должна выдерживаться кислотная ванна в течении определенного времени (30-120-240 мин), достаточного для снижения давления и разъедания наибольшего числа каналов, по которым в последствии пойдет закачиваемая кислота вглубь пласта, что дает возможность повторных эффективных обработок в дальнейшем, когда кислота пойдет по уже раздренированной сети каналов разъедания.

В обратном случае существует вероятность создания преимущественной трещины, по которой в последующем при повторных обработках будет проникать кислота. При этом эффективность обработки резко падает.

2.2.2 Пенокислотные обработки

При снижении давления закачки ниже критического необходимо дополнительное торможение химического взаимодействия между кислотой и породой и в первую очередь путем повышения давления в области реагирования. Применение кислотных пен решает эту задачу.

При пластовых давлениях в залежах ниже гидростатических и в особенности с низкой проницаемостью предпочтительнее применение кислотных составов с повышенной проникающей способностью - газированные кислотные растворы с добавками ПАВ.

Применение кислотных пен позволяет создать повышенные давления на устье скважины в связи с тем, что пены являются двухфазными структурированными упругими системами, что создает дополнительные сопротивления при фильтрации через пористую среду и создает условия для большого охвата кислотой продуктивной толщины пласта. Эффект может быть получен как за счет расширения интервала притока жидкости из пласта, так и за счет обработки удаленных от ствола скважины участков пласта вследствие меньшей скорости растворения известняков в кислотной пене.

Однако эффективность пенокислотных обработок скважин зависит от многих случайных технических и технологических причин, а также от геолого-физических условий. Именно поэтому приросты добычи нефти от обработок различных скважин неодинаковы и колеблются в широких пределах.

Наибольшие приросты добычи нефти от пенокислотных обработок получены при значениях средневзвешенной пористости 4 - 7%. Высокая эффективность обработок скважин с такой пористостью объясняется большими остаточными запасами нефти в участках с невысокой пористостью, т.е. малой текущей нефтеотдачей, вызванной низкой проницаемостью этих пород.

Небольшая эффективность обработок скважин, расположенных на участках пласта с пористостью менее 4%, связана с небольшими запасами в них нефти, а также с усилением отрицательного влияния продуктов реакции на фазовую проницаемость для нефти. Участки же пласта с большими значениями пористости и проницаемости, в основном, дренированы, и нефть в них находится в пленочном состоянии. В этих условиях увеличение проницаемости за счет пенокислотных обработок не приводит к значительному усилению притока нефти.

Сравнение параметрической характеристики до и после кислотной обработки пенами показывает увеличение степени охвата пласта по толщине по сравнению с простыми кислотными обработками в три раза, за счет особых свойств пен: малая плотность, повышенная вязкость, структурные свойства.

2.2.3 Термопенокислотные обработки

При сравнимых кратности обработок равным 3,3, Pзак = 3,54 МПа, дебита нефти до обработки Q1 = 2,3 т/сут комбинированная термопенокислотная обработка по эффективности выше пенокислотной обработки - 511,6 т на одну обработку против 410,6 т, что объясняется отмывом асфальтово - смолисто - парафиновых отложений (АСПО) В ПЗП и снятием блокировки действия органических отложений высокой температурой в зоне отложений этих веществ.

На всех площадях, где применялся этот метод, получены высокие результаты по эффективности (от 451 т до 736 т на одну обработку).

В настоящее время обработки с использованием компрессора не применяются из-за запрещения работ без дополнительных мероприятий безопасности.

2.2.4 Нефтекислотные обработки

Наиболее эффективным способом замедления нейтрализации соляной кислоты при обработке скважин и расширения радиуса химического воздействия на пласт нужно считать применение гидрофобных солянокислотных эмульсий.

Применение высоковязких эмульсий позволяет избирательно обрабатывать мало проницаемые участки, создаются условия для вовлечения в работу новых пропластков, ранее не подвергнутых действию кислоты. Вдобавок выше сказанному нейтрализация кислоты, входящей в состав закачиваемой в пласт эмульсии, происходит намного медленнее, чем нейтрализация чистого раствора кислоты.

Закачивание вслед за кислотной эмульсией раствора соляной кислоты встречает дополнительное препятствие со стороны высоковязкой эмульсии, занявшей раздренированные каналы пласта, и воздействием чистым раствором кислоты охватываются малопроницаемые участки при повышенных давлениях.

Учитывая, что в пласте замедляется растворение карбонатных пород в соляной кислоте вследствие большого давления и накапливания продуктов реакции, при разработке составов гидрофобных эмульсий нужно обеспечить их потенциальную коллоидную неустойчивость и минимальную вязкость.

Практически всем продуктивным отложениям, а в особенности карбонатным, в той или иной степени присуща трещинноватость. Отличительной особенностью таких коллекторов является продуцирование притоков нефти как макро - и микротрещинами, так и пустотами скелета породы.

Соотношение трещинной и матричной (блоковой) проницаемости, а соответственно и продуктивностей тесно связано с условиями, в которых находится продуктивный пласт. При вскрытии коллектора скважиной тангенциальные (кольцевые) и нормальные напряжения горного давления стремятся сомкнуть или сузить проходное сечение трещин, что зачастую приводит к полному исключению трещинноватости из сферы фильтрации пластовых флюидов. В результате коллектор смешенного типа может проявлять себя как поровый.

Повышение забойного (пластового) давления, противодействующего сжимающим напряжениям, дает обратный эффект: сомкнутые микротрещины раскрываются, вследствие чего резко возрастает трещинная проводимость.

В ряде смешанных коллекторов трещинные системы содержат весьма значительные объемы пластовых флюидов.

Для временного отключения поровой части коллектора при НКО закачивается тампон из высоковязкой эмульсии, приемистость поровой части коллектора снижается, увеличение устьевого давления позволяет раскрыть микротрещины, дальнейшее нагнетание нефтекислотной эмульсии и кислоты приводит к обработке трещин, в итоге коллекторские свойства пласта резко возрастают.

2.2.5 Нефтепенокислотная обработка

Заметим, что при сравниваемой кратности нефтекислотных обработок с пенокислотными применение нефтепенокислотных эмульсий позволяет создавать более высокие давления закачки - 5,7 МПа против 3,32 МПа.

В условиях больших значений толщин пласта и радиуса зоны, измененной проницаемости, предпочтение следует отдавать технологическим схемам, обеспечивающим поинтервальное воздействие на породу.

В этом смысле хорошо показали себя нефтепенокислотные обработки - направленные обработки кислотной пеной с предварительной закачкой высоковязкой нефтекислотной эмульсии и продавкой кислотной пеной большим объемом воздуха. Закачиваемая высоковязкая нефтекислотная эмульсия перекрывает ранее обработанные нижние интервалы продуктивной части пласта, что позволяет осуществить закачку пены в верхние неотработанные интервалы.

2.2.6 Кислотные обработки скважин с близким положением ВНК

Как показывает опыт проведения солянокислотных обработок в пластах с близким положением ВНК, как правило приводит к быстрому преждевременному или резкому обводнению продукции скважин. Например в скважину N1428 в пласт (1414-1432 м, ВНК на глубине 1433,4 м.) с близким положением ВНК закачали большой объем 18 м3 солянокислотного раствора 15% концентрации, обводненность продукции, до обработки равная 26%, резко достигла 70%. Аналогично, по скважине N1443 (пласт 1333,6 - 1374 м, ВНК на глубине 1348 м, HCl - 12 м3 - 15%) обводненность, равная 12%, увеличилась до 40 - 67%. И таких примеров много.

В НГДУ «Сургутнефтегаз» предложена и успешно опробована на многих скважинах технология проведения кислотных обработок пластов с близким положением ВНК.

Предварительно в пласт на малой скорости закачивается вязкая жидкость - нефть, смешанная с соленой водой плотностью 1,18 - 1,19 г/см3 с целью заполнения наиболее проницаемых пор, потенциальных каналов обводнения, и создания буферной оторочки между прострелянной части пласта и ВНК на пути продвижения кислоты. Затем в пласт задавливается малый объем кислоты с малым объемом продавочной жидкости во-избежании прорыва воды в скважину.

2.2.7 Поинтервальные солянокислотные обработки

Пласты заволжских слоев по коллекторским свойствам отмечаются разнородной проницаемостью и большой продуктивной мощностью, состоящей из нескольких пропластков. Кислотный раствор стремится идти по наиболее проницаемым и раздренированным путям, разъеденным в процессе предыдущих кислотных обработок. Тем самым совершается малая полезная работа действия кислоты в порах и трещинах большого диаметра. Возникает необходимость блокировки высокопроницаемых интервалов и задавливания кислоты в наименее проницаемые.

В связи с этим возникает необходимость в раздельной обработке двух и более пропластков. В процессе вовлечения в эксплуатацию скважин зачастую производятся работы по приращению верхнего или нижнего пропластков турнейского яруса после чего осуществляется раздельная обработка, так как ранее вскрытые и обработанные пропластки обладают сетью раздренированных каналов и преимущественной приемистостью.

В НГДУ «Сургутнефтегаз» разработано оборудование для раздельной обработки (РСКО) двух и более пропластков за один спуско-подъем инструмента.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ГИПАНО-КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

3.1 Гипано-кислотная обработка

Эксплуатация карбонатных пластов при высоком обводнении скважин изучена недостаточно полно и приобретает важное научное и практическое значение. Важным актуальным направлением совершенствования эксплуатации карбонатных коллекторов может явиться разработка новых способов соляно-кислотного воздействия по интенсификации притока нефти к скважине и одновременному перекрытию водопроводящих каналов в призабойной зоне пласта (ПЗП).

В НГДУ «Сургутнефтегаз» была создана технология проведения гипанокислотных обработок позволяющая проводить воздействие на пласт при повышенной обводненности. Условно данную технологию можно представить в виде двух основных этапов:

I. Этап - ремонтно-изоляционные работы за счет ограничения притоков воды на основе гипана-гелеобразующего состава.

II. Этап - использовании метода увеличение нефтеотдачи пласта за счет соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта.

3.1.1 Выбор скважины для воздействия

Объектами воздействия являются скважины, эксплуатирующие карбонатные коллектора с обводненностью от 45% до 100% и отвечающие следующим условиям:

а) наличие запасов нефти в пласте в зоне действия добывающих скважин;

б) пластовое давление не выше гидростатического давления;

в) кавернозность, пористость, трещиноватость должны находиться в пределах, обеспечивающих давление нагнетания жидкости 6-12 МПа при интенсивности закачки 100-600 л/мин.

Скважинами, отвечающими перечисленным требованиям являются скважина 1077и1078 рассматриваемого месторождения.

Проектный горизонт - турнейский ярус. Проектная глубина 1430 м, пробуренный забой (фактический) соответственно 1438 и 1447 м.

По описанию шлама турнейского яруса (глубина 1385,2 - 1447 м) было определено, что с глубины 1385,2 - 1403 м вскрыт известняк коричневато - серый, плотный, тонкокристаллический, окремнелый;

· с глубины 1402-1407 м известняк желто - коричневато - серый, плотный тонкокристаллический, органогенный, нефтеносный;

· с глубины 1407-1411,6 м известняк серый с коричневатым оттенком, плотный, тонкокристаллический, органогенный;

· с глубины 1411-1414 м известняк желто - коричневато - серый, плотный тонкокристаллический, органогенный, нефтеносный;

· с глубины 1414-1447 м известняк светлосерый, плотный, органогенный, водоносный.

Перфорацию колонны произвели в интервале 1400-1407 м и 1411,6 - 1412 м для скважины 2134 и для скважины 2141 в интервале 1386-1395 м и 1399-1400 м. Затем провели кислотную обработку (закачали 4 м3 12% раствора соляной кислоты под давлением 12 - 15 МПа, промыли скважину, продули - после чего пошла нефть.

Скважины были введены в эксплуатацию: скважина 1077 с дебитом 15 м3/сут жидкости (или 13,2 т/сут) и обводненностью 55 - 60%. По данным исследования: Рпл = 11 МПа; Нст = 276 м, Ндин = 870 м, дебит жидкости - 7 т/сут, плотность воды 1,17 г/см3 и скважина 1078 с дебитом 10 м3/сут жидкости (или 8,8 т/сут) и обводненностью 45 - 55%. По данным исследования: Рпл = 9 МПа; Нст = 276 м, Ндин = 985 м, дебит жидкости - 6 т/сут, плотность воды =1,17 г/см3.

Остаточные запасы на данном месторождении по пласту С1 - 1 составляют балансовые по нефти - 8220 тыс. т, извлекаемые - 825 тыс. т.

Потому как, до ввода этих скважин в эксплуатацию, залежь разрабатывалась ранее пробуренными скважинами, то планируемые для обработки скважины были введены в эксплуатацию с дебитом 10-15 м3/сут жидкости и обводненностью 45 - 60%. В дальнейшем дебиты скважин по нефти естественным процессом понижались, а обводненность увеличивалась. Для уменьшения обводненности и увеличения дебита, необходимо провести гипано - кислотную обработку. Можно предположить, что в данных скважинах после проведения мероприятия по изоляции ниже лежащего водоносного горизонта, дебит возрастет по скважине 1077 до 7,5 т/сут, а по скважине 1078 до 6,7 т/сут (по усредненным данным соседних скважин)

3.1.2 Технологическая схема проведения гипано-кислотной обработки

До проведения ГКО при необходимости следует провести комплекс геофизических и промысловых исследований.

Технология метода ГКО заключается в следующем:

· в ПЗП в определенной последовательности и в рассчитанных количествах закачиваются коагулятор (СаСL2), полимер (гидролизированный полиакрилонитрил - гипан) и соляная кислота;

· коагулятор насыщает проводящие каналы обводненной толщи пласта;

· полимер при контакте с пластовой водой образует гелеобразную массу, препятствующую поступлению воды в скважину, а кислота открывает новые каналы в нефтяной толще пласта.

Коагулятор насыщает высокообводненные каналы-трещины, частично и поры обводненной толщи пласта, при этом он частично растворяется пресной водой буферных «подушек».

То же самое происходит и с полимером. За счет частичного снижения концентрации реагентов устраняется «расклинивающий эффект». Во время ввода коагулятора в пласт давление закачки, как правило, стабильно и находится в пределах 0 - 8 МПа (в зависимости от состояния призабойной зоны пласта).

По мере продавливания полимера наблюдается равномерный рост давления, которое при подходе раствора соляной кислоты к интервалу перфорации поднимается на 3 - 7 МПа, и снижение поглотительной способности пласта. Это показывает, что каналы поступления воды закрыты достаточно прочно.

Соляная кислота, частично проходя вслед за полимером, усиливает прочность закрытия обводненных каналов, а основной объем ее открывает новые каналы в нефтяной толще пласта. По мере ввода раствора соляной кислоты в пласт давление падает и к концу продавки в большинстве случаев составляет 3-5 МПа (на отдельных скважинах падает до нуля, и редко остается на уровне ввода в пласт полимера).

В качестве коагулятора применяется раствор хлористого кальция, в качестве полимера - гидролизованный полиакрилонитрил (гипан).

В результате анализа были сделаны следующие выводы:

1. При низких средних значениях дебитов Q1 = 0,9 т/сут, высокой обводненности V1 = 72,9% и отбора воды с начала разработки 14,7 тыс. м3, когда другие методы обработок неэффективны или малоэффективны, применение гипанокислотных обработок (ГКО) позволило дополнительно добыть 227,6 тонн нефти на одну обработку за один год.

Отметим, что 46,2% обработок в диапазоне обводненности V1 = 51 - 60% пришлось на долю ГКО и 796% обработок в диапазоне обводненности V1 от 61 до 100%. Если выделить и проанализировать интервал обводненности V1 от 81 до 90%, то можно сделать вывод, что гипанокислотные обработки по прежнему эффективны - 266 тонн дополнительной нефти на одну обработку за год или 1320,6 тонн за все время продолжительности эффекта (5 - 6 лет).

Примером послужит скважина №1077 Восточно-Сургутского, в которой гипано - кислотная обработка проводилась дважды: 2012 и в 2013 годах.

В процессе бурения скважиной был вскрыт турнейский ярус (глубина 1378-1421 м) представленный в интервале:

- 1392 м известняк коричневато - серый, органогенный, нефтеносный;

- 1421 м известняк светловато серый, плотный, органогенный, водоносный;

Интервал перфорации пласта 1379-1389 м; Рпл - 13,76 МПа.

На момент первой обработки скважины в 2012 году дебит нефти составлял - 3 т/сут, обводненность - 75%, дебит жидкости - 13,5 м3/сут

На момент второй обработки скважины в 2013 году дебит нефти составлял - 6,8 т/сут, обводненность - 72%, дебит жидкости - 3,1 м3/сут.

В связи с переходом в завершающую стадию разработки «старых» месторождений НГДУ «Сургутнефтегаз», , в последнее время возросла роль карбонатных коллекторов и их удельный вес в добыче нефти. На сегодняшний день карбонатный фонд превышает 60% всего эксплуатационного фонда скважин.

По сложившейся практике для интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов применяются различные модификации солянокислотных обработок (простые кислотные, пенокислотные, термокислотные, нефтекислотные). Как правило, все они делаются при обводненности добываемой жидкости не выше 20%, для нефтекислотных - не выше 50%. Количество таких скважин не превышает 40% от карбонатного фонда НГДУ «Сургутнефтегаз».

3.2 Преимущество гипано - кислотных обработок

Впервые работы по применению гипано - кислотных обработок (ГКО) начаты в 2008 году. Позже ГКО проводились и на других месторождениях со сходными характеристиками карбонатных коллекторов.

Применение метода показало его эффективность при обработке скважин, имеющих высокую обводненность (70 - 100%), пластовое давление ниже гидростатического и высокую поглотительную способность. Необходимо отметить, что продолжительность эффекта от ГКО значительно превышает продолжительность эффекта от кислотных обработок. Любые модификации солянокислотных обработок дают эффект, как правило, не дольше 1-2 лет, тогда как эффект по ряду скважин после ГКО продолжается 5 - 6 лет и более.

3.2.1 Сущность метода гипано-кислотной обработки пласта

В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции:

При воздействии на известняк:

2НС1 + СаСО3 = СаС12 + Н2О + СО2.

При воздействии на доломит:

4НС1 + CaMg (СО3)2 = СаС12 + MgCl2 + 2Н2О + 2СО2.

Хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (MgCl2) -- это соли, хорошо растворимые в воде -- носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (СО2) также легко удаляется из скважины либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

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 (м/м 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 повышении температуры от 20 до 60°С. При этом изменение концентрации кислотного раствора от 5 до 15% НС1 не оказывает практического влияния на скорость реакции даже при температуре 60°С.

Для обработки ПЗС используются, как правило, солянокислотные 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% НС1 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 рисунке 2.1 показаны качественные зависимости влияния на время нейтрализации кислотного раствора Тн давления Р и температуры t.

В таблице 2.1 представлены рекомендуемые объемы раствора НС1 на 1м толщины нефтяного пласта.

Таблица 2.1 - Рекомендуемые объемы раствора НС1 на 1 м толщины пласта

Порода	Объем раствора НС1, м3/м толщины пласта
	при первичных обработках	при вторичных обработках
Малопроницаемые тонкопористые	0,4 - 0,6	0,6 - 1,0
Высокопроницаемые	0,5 - 1,0	1,0 - 1,5
Трещиноватые	0,6 - 0,8	1,0 - 1,5

Рисунок 2.1- Влияние давления и температуры на время нейтрализации раствора: P0 - атмосферное давление; tс - стандартная температура (tс = 20?С)

Время нейтрализации кислоты для каждого конкретного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.

Обычно время выдержки составляет 16--24 ч.

Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать нерастворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.

К числу таких примесей относятся следующие:

1. Хлорное железо (FеС13), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fe(OH) 3], выпадающего в виде объемистого осадка.

2. Серная кислота H2SO4 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаС12 образует гипс (CaSO4*2Н2О), который удерживается в растворе лишь в незначительных количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов.

3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5).

4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (СаF2) и фосфорнокислого кальция [Са3 (РО4) 2].

HF + CaCl2 = CaF2 + 2HCl

2H3PO4 + 3CaCl = Ca3 (PO4) 2 + 6HCl

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

3.3 Сущность метода солянокислотной обработки

Солянокислотная обработка является эффективном методом увеличения проницаемости призабойной зоны, особенно в тех случаях, когда породы представлены карбонатными отложениями. При проектировании технологии проведения солянокислотной обработки должны исходить прежде всего из размера зоны пласта, подлежащей обработке, с учетом возможности обеспечения последовательного увеличения радиуса этой зоны. Размер обрабатываемой зоны пласта зависит от времени нейтрализации кислоты в пласте и скорости движения кислоты от стенки скважины в глубь пласта. Поэтому чрезвычайно важным для правильного проектирования технологии проведения солянокислотной обработки является определение времени нейтрализации кислот в пластовых условиях. Время нейтрализации кислоты в пределах концентраций 5-- 15 % практически не зависит от величины начальной концентрации кислоты. При более высоких ее концентрациях -- от 15 до 25 % время нейтрализации заметно возрастает, особенно при концентрациях свыше 20 % (связано со снижением диссоциации кислоты). пласт кислотный агрегат скважина

Время нейтрализации кислоты прямо пропорционально раскрытости трещин: чем меньше раскрытость трещин, тем меньше времени необходимо для нейтрализации кислоты. В связи с тем, что в настоящее время нет достаточно надежных способов определения раскрытости трещин в пласте, значение времени нейтрализации определяется в промысловых условиях на основании результатов отбора и анализа проб продуктов реакции после различного времени пребывания кислоты в пласте. Такие работы следует проводить по каждому новому объекту солянокислотной обработки.

На основании лабораторных исследований и специальных промысловых опытов время нейтрализации обычной соляной кислоты в условиях карбонатных коллекторов (карбонатность - 70%, температура +75, +150°С) составляет (с большим запасом) не более 30 мин. При этом основная часть кислоты нейтрализуется в первые несколько минут. При столь коротком времени нейтрализации кислоты проникновение ее в глубь пласта (а, следовательно, и радиус зоны обработки) при существующих технических возможностях будет незначительным -- в пределах нескольких метров.

Для увеличения радиуса зоны обработки пласта кислотой следует сокращать протяженность обрабатываемых интервалов; желательно, чтобы мощность обрабатываемого интервала пласта была не более 50 м.

С точки зрения защиты подземного оборудования от коррозии и повышения эффективности самой солянокислотной обработки ее следует проводить при максимально возможных расходах.

Особое внимание при проведении обработок должно быть уделено подготовке забоя скважины. Попадание глинистого раствора в пласт приводи к тяжелым последствиям, поэтому необходимо перед обработкой тщательно промыть забой скважины от глинистого раствора водным раствором ПАВ и при проведении самой обработки и всех последующих операций принять необходимые меры, предотвращающие попадание раствора в пласт.

При проведении обработок, если заранее известно, что после кислотной обработки исключается поступление из пласта частиц и обломков породы нижний конец труб следует установить на уровне нижних отверстий интервала перфорации. Это позволит равномерно охватить обработкой пласт в пределах всего интервала перфорации. Если же такая опасность есть, то нижний конец труб следует устанавливать в середине интервала перфорации, а в особо опасных случаях -- даже на уровне или несколько выше его верхней части.

Количество кислоты на одну обработку зависит oт ряда факторов, к числу которых относятся время нейтрализации кислоты в пласте и приемистость скважины при максимальных давлениях. Поэтому его необходимо определять на основании фактических данных для конкретных районов. Закачка в пласт избыточного количества кислоты приведет не к развитию проточных трещин в глубь пласта, а к дальнейшему их расширению в пределах ранее обработанной зоны, в связи с чем вероятность получения дополнительного эффекта незначительна.

3.3.1 Реагенты, применяемые при солянокислотных обработках

Рецептуру приготовления раствора соляной кислоты отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в научно-исследовательских институтах (НИИ).

К раствору НС1 добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы -- вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НС1 транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1% в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации.

В качестве ингибиторов используют:

формалин (до 0,6 %), снижающий коррозионную активность в 7--8 раз;

уникол -- липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ5) (0,25--0,5 %), снижающую коррозионную активность в 30--42 раза. Однако поскольку уникол не растворяется в воде, то из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, поэтому его концентрацию уменьшают до 0,1 %, что снижает коррозионную активность только 10-15 раз.

реагент И-1-А - разработан для высоких температур и давлений, который при концентрации (до 0,4,%) в смеси с уротропином (до 0,8 %), снижает коррозионную активность (при t = 87°С и Рпл = 38 МПа) до 20 раз.

катапин А - считается одним из лучших, который при дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного раствора он в 55--65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м3 раствора) --в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80--100°С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ.

Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НС1 реагент В-2, ДС - нефтяной продукт на основе серы и натрия и т.д.).

2. Интенсификаторы -- поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3--5 раз поверхностное натяжение на границе нефть -- нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, марвелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВ. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВ, как ОП-10Г, ОП-7, 44--11, 44--22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НС1, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2--3 раза.

3. Стабилизаторы -- вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НС1 с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

H2SO4 + ВаС12 = BaSO4 + 2HC1.

В этом случае раствор НС1 перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС12). Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником -- гель кремниевой кислоты (H2SiF3), выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы -- уксусную (СН3СООН) и фтористоводородную (HF) или плавикавую кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.).

Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1--2 % предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН3СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НС1 с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НС1 в более глубокие участки пласта.

Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты. Точный рецептурный состав компонентов и их количества определяют по соответствующим руководствам или расчетным таблицам в лабораториях или НИИ.

Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

Растворы НС1 готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой (HF), пары которой ядовиты.

Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93). Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах.

3.3.2 Назначение отдельных вариантов технологического процесса обработки пласта

Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванны, простые кислотные обработки и обработки под давлением ПЗС, термокислотные обработки, кислотные обработки через гидромониторные насадки, серийные поинтервальные кислотные обработки и др.

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины интервале обрабатываемого пласта, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы продуктивного пласта или забоя скважины. Применяется раствор НС1 повышенной концентрации (15--20%), так как его перемешивания на забое не происходит.

Если кислотная ванна проводиться без давления простые кислотные обработки -- наиболее распространенные, которые осуществляются задавкой раствора НС1 в ПЗС.

При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Исходная концентрация раствора -- 12 %, максимальная -- 20%.

Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления.

При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора НС1 уровень кислоты в затрубном пространстве поддерживается у кровли пласта, что достигается закрытием задвижек на трубной головке фонтанной арматуры.

Время выдержки кислоты зависит от многих факторов. Лабораторные опыты показывают, что кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию, а, следовательно, сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15--30 °С --до 2 ч, при температуре 30--60 °С -- 1--1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем это нужно для полной нейтрализации кислоты.

Многочисленные опыты и исследования показали, что кислота в карбонатных породах не образует радиальных равномерно расходящихся каналов. Обычно это промоины -- рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются преимущественно в каком-либо одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом растворение протекает более равномерно вокруг ствола скважины или перфорационных отверстий.

Но все равно образующиеся каналы растворения далеки от правильной радиальной системы. Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НС1 в исходном растворе и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию.

Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые пропластки, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые пропластки остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка, связанного со слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые пропластки изолируются пакерами или предварительной закачкой в них буфера -- высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти или ССБ и КМЦ. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты. СКО под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО.

Сначала в скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, отложений парафина, изоляция обводнившихся пропластков или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося интервала скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглощающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых пропластков в пласт нагнетают эмульсию.

Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10--12%-ного раствора НС1 и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. К легким нефтям добавляют присадки с эмульгирующими свойствами, например - окисленный мазут, кислый газойль, рекомендуется также добавлять амины, диаминдиолеат и другие вещества.

Эмульсия обычно составляется из 70% по объему раствора НС1 и 30% нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости, вплоть до 10 Па*с. При продолжительном перемешивании достигается большая дисперсность эмульсии и увеличение ее вязкости. Объемы нефтекислотной вязкой эмульсии для закачки в проницаемые пропластки определяются объемом пор пласта в пределах предполагаемого радиуса закачки R, толщиной проницаемых пропластков (h) и их пористостью (m) по формуле:

Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого пропластка необходимо 1,5--2,5 м эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО.

Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.

Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор НС1 объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора НС1 без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом, равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После реакции НС1 с породой пласта пакер с якорем и НКТ извлекаются, затем в скважину спускают НКТ с воронкой и скважина вводится в эксплуатацию.

3.4 Технология проведения простой солянокислотной обработки

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, которая не должна обрабатываться, заполняется обычно концентрированным водным раствором хлористого кальция. Объем его Vб рассчитывают по формуле:

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

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

Транспортировка водного раствора хлористого кальция на забой осуществляется нефтью после расчета времени, в течение которого расчетный объем его достигает положенной глубины.

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

3. Продавка кислотного раствора в ПЗС. Сначала закачивается под давлением раствор соляной кислоты от расчетного объема кислоты. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом. После задавки кислотного раствора в пласт закрывается задвижка на устье скважины.

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

5. Обратная промывка скважины (затрубное пространство, НКТ) с целью вымыва продуктов реакции.

6. Освоение скважины (вызов притока).

7. Исследование скважины. По результатам исследования до обработки пласта и после обработки судят о технологическом эффекте.

Схема солянокислотной обработки приведена на рисунке 2.2.

Положение а. В нефтяную скважину закачивают нефть, а в нагнетательную -- воду до устойчивого переливания через отвод из затрубного пространства.

Положение б. При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью (или водой в нагнетательной скважине) закачивают кислотный раствор, который заполняет колонну насосно-компрессорных труб и затрубное пространство в интервале обрабатываемого пласта. Раствор кислоты при этом вытесняет нефть (воду) из скважины через затрубный отвод с задвижкой в мерник, в котором следует точно замерять количество вытесненной нефти (воды).

а б в г

Рисунок 2.2 - Схема обработки скважины соляной кислотой

Положение в. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт, для чего в скважину нагнетают продавочную жидкость (положение г). После продавливания всего объема кислотного раствора скважину оставляют на реагирование кислоты с породой.

По истечении времени реагирования забой нагнетательной скважины промывают водой (способами прямой и обратной промывок) для удаления продуктов реакции.

Если в нефтяных скважинах при кислотной обработке в качестве продавочной жидкости применяли нефть, то после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.

3.5 Техника, применяемая при солянокислотной обработке

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-30А». Агрегат «Азинмаш-30А» смонтирован на шасси трехосного грузового автомобиля КрАЗ-257 грузоподъемностью 112 т. Он предназначен для транспортирования кислоты и нагнетания ее в скважину, а также для обеспечения механизированного добавления плавиковой кислоты в раствор соляной в процессе нагнетания. Оборудование агрегата герметизировано и обеспечивает безопасность обслуживания.

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 мерниками, позволяет перемешивать кислотный раствор с различными реагентами, добавляемыми в него на скважине, а так же при необходимости перекачивать растворы из одних емкостей в другие. Кроме агрегата ЦА-320М, при кислотных обработках при необходимости применяется и агрегаты для гидравлического разрыва пласта, например, 2АН-500 и 4АН-700.

...