Применение различных методов воздействия на пласты Приобского месторождения и их экономическая эффективность

Планируя кислотную обработку скважин, необходимо учитывать их назначение (нефтяная, газовая, нагнетательная). В эксплуатационных скважинах, расположенных в первом ряду от нагнетательных или от водонефтяного контакта, рекомендуется стремиться к образованию поровоканальной фильтрации. Если скважины располагаются во втором ряду и далее, то наиболее рациональной будет трещинная фильтрация как наиболее эффективная без разрушения породы ПЗП. При близком расположении нагнетательных скважин и водонефтяного контакта образование трещинной фильтрации после кислотной обработки может привести к прорыву воды по трещинам в пласте к забою эксплуатационной скважины и к обводнению последней. В нагнетательных скважинах наиболее рациональна фильтрация жидкости для обеспечения высокой степени вытеснения нефти из породы. Следовательно, обработку нагнетательных скважин необходимо проводить на низких объемных скоростях закачки раствора.

Таким образом, знание механизма воздействия  кислот на породу позволит правильно проектировать кислотную обработку скважин.

6.3.7. Проектирование солянокислотной  обработки

Проектирование солянокислотной  обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Норма расхода кислотного раствора v_р составляет 1—1,2 м³ на один метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем кислотного раствора

V_р =v_рh,                                              ( 6.3.7.1)

где h — обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м.

Объем товарной кислоты (в м³)

V_к = V_рx_p (5,09 x_р + 999) / [x_к (5,09 x_к + 999) ],     (6.3.7.2)

где х_р, х_к — соответственно объемные доли (концентрации) кислотного раствора и товарной кислоты, %.

Если в процессе хранения и транспорта концентрация кислоты изменяется, то с учетом этого изменения объем товарной кислоты (в м³) V_к рассчитывают по формуле:

V_к= V_р 5,09 Х_р (5,09 Х_р + 999)/[ρ_{к 15}(r_{к 15} -999)],                                     (6.7.3.3)

где ρ_{к 15} — плотность товарной кислоты при 15°С, кг/м³:

ρ_{к 15}=ρ_{к t}+(2,67 10^-3 ρ_{к t}-2,52)(t-15),                    (6.7.3.4)

где ρ_{к t}  — плотность кислоты при температуре t.

В качестве химических реагентов при  солянокислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы. Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого G_хб рассчитывают по формуле (кг)

G_хб=21.3V_р(ах_р/х_к-0,02),                                   (6.7.3.5)

где а — объемная доля серной кислоты  в товарной соляной кислоте, % (а = 0,4 %).

Объем хлористого бария

      V_хб=G_хб/ρ_хб ,                                               (6.7.3.6)

где ρ_хб - плотность раствора хлористого бария, кг/м³ (ρ_хб=4000 кг/м³).                                            

В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которой  рассчитывают по формуле:

V_ук=b_укV_ук/c_ук ,          (6.3.7.7  )

где b_ук - норма добавки 100%-ной уксусной кислоты (b_ук = 3 %);

c_ук ^— объемная доля товарной уксусной кислоты (c_ук = 80%).

 Объем ингибитора

V_и=b_иV_р/c_и,           (6.7.3.8)

где b_и— норма добавки ингибитора, %. Если в качестве ингибитора используют реагент В-2, то b_и= 0,2 %; c_и— объемная доля товарного ингибитора, % (c_и = 100 %). Объем интенсификатора

V_ин=b_инV_р/100,          (6.7.3.9)

где b_ин— норма добавки интенсификатора, %.

Если в качестве интенсификатора  используют Марвелан-К, то b_ин = 0,3 %.

Объем воды для приготовления кислотного раствора

V_в=V_р – V_к - (V_хб+V_ук+V_и+V_ин)        (6.7.3.10)

Порядок приготовления кислотного раствора следующий: наливают в емкость воду, добавляют к воде расчетные объемы ингибитора V_и , уксусной кислоты V_ук , а затем расчетное количество товарной соляной кислоты, тщательно перемешивая. Затем добавляют хлористый барий и интенсификатор. Перемешивают раствор и оставляют для реакции и осветления.

 Рассчитаем необходимое количество  реагентов для приготовления  кислотного раствора при обработке продуктивного горизонта, вскрытая толщина которого h = 11,5 м. Техническая соляная кислота имеет концентрацию 27,5 %, температура приготовления кислоты 15 °С. Плотность соляной кислоты при 25 °С  составляет ρ_{к 25} = 1134 кг/м³. Кислотный раствор должен иметь концентрацию 13,5 %.

Рассчитываем по (6.7.3.1) объем кислотного раствора

V_р =1,1 .11,5= 12,65м³.

В соответствии с условиями задачи х_к=27,5%, х_р=13,5%. По формуле (6.7.3.2) вычисляем объем товарной кислоты

V_к= 12,65 13,5 (5,09 13,5 + 999)/[27,5 (5,09 27,5 + 999)] = 182339,02/31 321,812 = =5,82 м³.

Рассчитываем плотность кислоты  при t = 15°С:

ρ_{к 15} =1134+ (2,6710^-3 1134 - 2,52) (25-15) = 1139,08 кг/м³.

При данной температуре объем товарной кислоты

V'_к = 12,65 5,09 13,5 (5,09.13,5 + 999) /1139,08 (1139,08 - 999) =

=928105,61/159562,32= 5,82м³.

Рассчитываем количество хлористого бария по (6.7.3.5):

G_хб =21,3 - 12,65 (0,4-13,5/17,5-0,02) = 47,52 кг

или его объем

V_хб =47,52/4000=1,19 10^-2 м³.

По формуле (6.7.3.7) рассчитываем объем  уксусной кислоты 

V_ук=3 12,65/80= 4,74. 10-¹ м³,

Затем по формулам (6.7.3.8) и (6.7.3.9) рассчитываем соответственно объем ингибитора и интенсификатора:

V_и =0,2  12,65/100 =2,53.10^-2 м³;

V_ин =0,3  12,65/100= 3,795.10^-2 м³.

Наконец,  по  формуле (6.7.3.10)  рассчитываем объем воды

V_в =12,65 - 5,82 - (0,0119+0,474+0,0253+0,03795) = 6,28м³.

 

 

6.4. МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

6.4.1. Гидравлический разрыв  пласта

Сущность метода гидравлического  разрыва пласта заключается в  том, что на забое скважины путем  закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5—2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.

Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и сохранения их в раскрытом состоянии после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна как во вновь созданные, так и в существовавшие в пласте трещины, раскрытые при гидроразрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравлического разрыва возникают трещины шириной 1—2 мм. Радиус их может достигать нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины обладают значительной проницаемостью, в результате чего после гидроразрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.

Механизм гидравлического разрыва  пласта, т. е. механизм образования в нем трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в сжатом состоянии под влиянием веса вышележащей толщи пород или, как это принято называть, горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая. Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому для образования в пласте новых трещин и расширения существующих необходимо снять в породах пласта напряжения, создаваемые горным давлением, и преодолеть прочность пород на разрыв.

Давление разрыва даже в пределах одного пласта непостоянно и может  изменяться в широких пределах. Практикой подтверждено, что в большинстве случаев давление разрыва р_р на забое скважины ниже горного давления и составляет (15 — 25)Н   кПа (здесь Н — глубина скважины в м).

Для малопроницаемых пород это  давление может быть достигнуто при закачке маловязких жидкостей разрыва с ограниченными скоростями закачки. Если породы высокопроницаемые, требуется большая скорость нагнетания, а при ограниченной скорости нагнетания необходимо использовать жидкости повышенной вязкости. Наконец, для достижения давления разрыва в случае особо высокой проницаемости пород пласта следует применять еще большие скорости закачки высоковязких жидкостей. Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательно проводимых операций: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя с песком, предназначенным для закрепления трещин; 3) закачка продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

Обычно в качестве жидкости разрыва  и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость, поэтому их объединяют под одним названием — жидкость разрыва. Для гидравлического разрыва пласта применяют различные рабочие жидкости, которые по физико-химическим свойствам можно разделить на две группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.

В качестве углеводородных жидкостей  применяют нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нафтеновыми мылами.

К растворам, применяемым в нагнетательных скважинах, относятся: водный раствор сульфит спиртовой барды, растворы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты.

Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтруемости и способности удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

При высокой вязкости жидкости разрыва  для образования трещин необходимы высокие давления. В зависимости от проницаемости пород оптимальная вязкость жидкости разрыва колеблется в пределах 50—500 сП. Иногда при закачке через обсадную колонну используют жидкость с вязкостью до 1000 сП и даже до 2000 сП.

Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины.

При этом достигаются сохранение постоянной концентрации песка в жидкости разрыва и хорошие условия для переноса его в глубь трещины. Фильтруемость проверяют на приборе по определению водоотдачи глинистого раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см³ жидкости за 30 мин.

Способность жидкости разрыва удерживать песок во взвешенном состоянии находится в прямой зависимости от вязкости.

Более вязкие жидкости, как, например, мазуты, имеют удовлетворительную вязкость при температуре ниже 20°С; сырые нефти и вода, имеют низкую вязкость, в большинстве случаев хорошо фильтруются, и их не рекомендуется в чистом виде использовать при гидроразрыве пласта.

Повышение вязкости, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при гидроразрыве пластов, достигается введением в них соответствующих загустителей.  Такими  загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон) и другие отходы нефтепереработки.

Значительной вязкостью и высокой  песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные, нефтекислотные, а также водонефтяные эмульсии. Эти жидкости используют в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

В нагнетательных скважинах при  гидравлическом разрыве используют загущенную воду. Для загущения применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде и имеющие низкую фильтруемость.

В зависимости от концентрации сухих  веществ ССБ бывает двух видов — жидкая и твердая. Вязкость исходного жидкого концентрата 1500—1800 сП. Добавка воды к растворам ССБ ведет к быстрому понижению вязкости и способствует хорошему вымыванию ССБ водой из пористого пространства и восстановлению приемистости. Раствор ССБ обладает хорошей удерживающей способностью и низкой фильтруемостью. Для разрыва в основном применяется раствор ССБ вязкостью 250—800 сП.

В последнее время в качестве жидкости-песконосителя применяют  загущенную ССБ концентрированную соляную кислоту (40% HG1 и 60% ССБ). Применение такой жидкости разрыва позволяет сочетать процесс гидроразрыва с химическим воздействием на призабойную зону. В смеси с ССБ соляная кислота медленно реагирует с карбонатами (2—2,5 ч против 30—40 мин при использовании чистого раствора НС1). Это дает возможность по трещинам, образовавшимся при гидроразрыве, продавить глубоко в пласт химически активную соляную кислоту и обработать призабойную зону пласта на большом удалении от ствола скважины.

Цель заполнения песком трещин —  предупреждение их смыкания и сохранение в открытом состоянии после снятия давления ниже величины давления разрыва. Поэтому к песку предъявляются следующие требования:

1) песок должен иметь достаточную  механическую прочность, чтобы  не разрушаться в трещинах под действием веса породы;

2) сохранять высокую проницаемость.

Этим требованиям удовлетворяет  хорошо скатанный однородный кварцевый песок. Применяется песок следующих фракций: 0,25—0,4 мм; 0,4— 0,63; 0,63—0,79; 0,79—1,0; 1,0—1,6. Наиболее приемлемой фракцией для гидроразрыва пласта являются пески с размером зерен от 0,5 до 1,0мм.

Степень эффективности гидравлического  разрыва пласта определяется диаметром и протяженностью созданных трещин и, следовательно, повышенной проницаемостью. Чем больше диаметр и протяженность трещин, тем выше эффективность обработки. Создание трещин большой протяженности достигается закачкой больших количеств песка. Практически в скважину закачивают от 4 до 20 т песка.

Концентрация песка в жидкости-песконосителе  зависит от фильтруемости и удерживающей способности жидкости и колеблется от 100 до 600 кг на 1 м³ жидкости.

6.4.2.  Гидропескоструйная  перфорация скважин

В зависимости от пород, которыми представлен  тот или иной продуктивный пласт, применяют различное оборудование забойной части ствола скважины.