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

После самопроизвольной и особенно после принудительной очистки ПЗП проницаемость частично или полностью восстанавливается.

На проницаемости призабойной  зоны пласта отражается и минерализация пластовой воды. С увеличением минерализации пластовой воды увеличивается коэффициент гидродинамического совершенства скважин и улучшается проницаемость призабойной зоны пласта.

Попавший в пласт фильтрат бурового раствора в меньшей степени влияет на разбухание пластового цемента. При  высокой минерализации пластовой  воды фильтрат растворяется в ней, превращаясь в минерализованную жидкость. Чем выше минерализация пластовой воды, тем сильней минерализуется фильтрат. В результате уменьшается его влияние на разбухание пластового цемента и повышается проницаемость и гидродинамическое совершенство скважин.

      

 

 

 

6. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ  НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ

6.1. Химические методы

6.1.1. Солянокислотная  обработка забоев скважин

Метод солянокислотной обработки  забоев скважин основан на способности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их. При этом химическая реакция протекает согласно следующим уравнениям:

для известняка

СаСО₃+2НС1=СаС1₂+Н₂О+СО₃    (6.1.1)

для доломита

СаМg(СО₃)₂ + 4НС1 = СаСl₂ + MgCl₂ + 2Н₂О + 2СО₂    (6.1.2)

Полученные в результате реакции  хлористый кальций (CaCl₂) и хлористый магний (MgCl₂) хорошо растворяются в воде. Таким образом, в результате реакции вместо твердой породы образуются вещества, остающиеся в растворе, которые легко могут быть удалены из призабойной зоны пласта. В породе пласта образуются новые пустоты и каналы, облегчающие поступление жидкости и газа из пласта, благодаря чему возрастает производительность скважины.

Применять для обработки известняков  и доломитов кислоты, такие, как, например, серная кислота, нельзя, так как в результате химической реакции образуются нерастворимые в воде соли, которые, осаждаясь на забое скважины, будут закупоривать поры пород.

Эффективность взаимодействия растворов  соляной кислоты с карбонатными породами зависит от многих факторов: концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, скорости движения кислоты, характера пород и т. д.

В практике промышленного применения обычно используют 8—15%-ную соляную  кислоту, в которой на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей концентрированной соляной кислоты. Применять кислоты с большей концентрацией не рекомендуется, так как концентрированная кислота, вступая в реакцию с металлическим оборудованием, быстро его разрушает.

 Кроме того, концентрированная  кислота, химически взаимодействуя  с известняками и доломитами, частично растворяет гипс, который, выпадая из раствора в виде осадка, будет закупоривать поры пласта. Применение кислотного раствора слабой концентрации потребует закачки в скважину слишком больших количеств раствора HCl, в результате чего снизится эффективность взаимодействия.

Для скважин с низким пластовым  давлением и хорошей проницаемостью продуктивных пород следует пользоваться растворами с 10—12%-ной концентрацией HCl. Скважины с высокими пластовыми давлениями и малой проницаемостью рекомендуется обрабатывать растворами с 12—15%-ной концентрацией НС1. Растворы с 8—10%-ной концентрацией целесообразно использовать при обработке скважин, эксплуатирующих песчаники с карбонатным цементом.

Объем кислотного раствора выбирают в зависимости от мощности пласта, подлежащего обработке, химического  состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость) и числа предыдущих обработок.

На основе большого опыта применения кислотных обработок продуктивных пластов с карбонатными коллекторами определены средние объемы (от 0,4 до 1,5 м³) раствора 8—15%-ной кислоты на 1 м обрабатываемого интервала.

При обработке песчаных коллекторов  с карбонатным цементом следует брать не более 0,4 м³ кислотного раствора на 1 м мощности пласта, а при обработке скважин, пробуренных на плотные карбонатные, сильно трещиноватые пласты — 0,5—0,8 м³ раствора на 1 м мощности пласта.

 

5.2. Реагенты и химические  вещества, применяемые при солянокислотных обработках

 

Соляная кислота выпускается четырех  видов: техническая, синтетическая; из абгазов органических производств; ингибированная.

В любой из поставляемых заводами кислот содержится некоторое  количество серной кислоты и железа. Присутствие этих примесей нежелательно. Так, например, серная кислота, взаимодействуя с известняком, образует осадок в виде гипса, который осаждается в порах пласта и резко снижает фильтрационные свойства пород.

Наиболее приемлема по содержанию серной кислоты синтетическая соляная кислота и менее эффективна для процесса обработок кислота соляная техническая первого сорта, качественные показатели которой определяются содержанием серной кислоты до 0,4% и железа—0,03%. Для устранения вредного действия примеси серной кислоты необходимо до закачки кислотного раствора в пласт обработать его хлористым барием. Реакция идет с образованием нерастворимого осадка сернокислого бария

H₂S0₄ + BaCl₂ = BaSO₄ + 2НС1    (6.2.1.)

Кроме того, при повышенном содержании железа, для удержания окисных солей железа в растворенном состоянии к рабочему раствору соляной кислоты следует обязательно добавлять 1—1,5% уксусной кислоты. Так как в промысловых условиях производство этих операций затруднительно, целесообразно избегать применения соляной кислоты с высоким содержанием примеси серной кислоты и железа. Для солянокислотных обработок приемлема и кислота соляная абгазовая. В этой кислоте содержание железа хотя и допускается до 0,03%, но на практике редко превышает 0,01%.

Раствор соляной кислоты, используемый при обработках скважин, разрушает металлические емкости, насосы и трубопроводы. Для предохранения металла от быстрого разъедания в кислоту добавляют специальные вещества (ингибиторы), уменьшающие коррозионное действие на металл.

К ингибиторам коррозии предъявляют  ряд требований, основными из которых являются: полное растворение ингибитора в соляной кислоте; неспособность образовывать нерастворимые соединения с продуктами реакции соляной кислоты, с породой пласта (CaCI₂, MgCl₂); способность реагента действовать одновременно и как поверхностно-активное вещество; высокая активность ингибитора, позволяющая использовать тот или иной ингибитор коррозии, исходя из потребной скорости и времени реагирования кислоты с породой.

Для снижения коррозионного действия кислоты на металл часто применяют уникод ПБ-5 (липкая темно-коричневая жидкость), который при дозировке в пределах 0,25—0,5% снижает коррозионное действие соляной кислоты соответственно в 31 и 42 раза. Ингибитор полностью растворяется в соляной кислоте, но не растворяется в воде, особенно в сильно минерализованной.

Однако при больших добавках этого ингибитора из раствора соляной  кислоты выделяется осадок в виде объемистой липкой органической массы, и это является его большим недостатком. Поэтому во избежание загрязнения пласта рекомендуется применять ингибитор с дозировкой не более 0,1%.

Хорошим ингибитором коррозии и  одновременно активным замедлителем реакции между породой и кислотой является препарат ДС (детергент советский), представляющий собой соли сульфокислот, получаемые при переработке нефти из керосино-газойлевых фракций. Добавка реагента ДС резко уменьшает коррозионное действие, а также снижает скорость реакции кислоты с известняком в 2—4 раза, что способствует более глубокому ее проникновению в пласт при обработке скважин.

Расход ДС для солянокислотных  обработок колеблется в пределах 1—1,5% к объему закачиваемого в скважину раствора кислоты.

Существенно превосходят уникод ПБ-5 по активности антикоррозионного действия такие ингибиторы, как карбозолин-0,марвелан-КО.

Карбозалин-0 в химическом отношении  представляет собой четвертичную аммониевую соль. При добавках его в объеме 0,05% он превосходит уникол ПБ-5 по антикоррозионной активности.

Марвелан-КО также является четвертичной аммониевой солью и дозировка его, как ингибитора, может быть рекомендована в объеме 0,10% и 0,05%.

По сравнению с ингибитором  уникодом ПБ-5 реагент марвелан-КО не выделяется из кислоты в осадок после ее нейтрализации. При солянокислотных обработках глубокозалегающих продуктивных горизонтов с высокой пластовой температурой в раствор кислоты добавляют реагент И-1-А в смеси с техническим уротропином.

Наряду с указанными реагентами применяют и другие ингибиторы коррозии (катапины, катамины), которые являются побочными продуктами нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Иногда бывает необходимо увеличить  скорость реакции солянокислотного раствора, как, например, в плотных слаборастворимых породах, или, наоборот, понизить, замедлить действие кислоты в хорошо растворимых карбонатных породах, чтобы обеспечить проникновение ее в активном состоянии как можно дальше в глубь пласта. С этой целью в процессе подготовки кислоты в нее добавляют вещества, называемые интенсификаторами. Они представляют собой различные поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов породы, ПАВ облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания для нефти, что способствует лучшему удалению продуктов реакции из пласта.

Взаимодействуя с глинами, соляная  кислота образует соли алюминия, а  реагируя с цементом и песчаниками, образует гель кремниевой кислоты. Продукты этих реакций могут также выпадать в осадок. Для предотвращения выпадания осадков и удержания окислов железа и алюминия в растворенном состоянии применяют стабилизаторы — уксусную (СН₃СООН) и плавиковую (фтористо-водородную HF) кислоты.

Добавляют уксусную кислоту в количестве 0,8—1,6% от объема разведенной соляной кислоты. Уксусная кислота не только замедляет процесс взаимодействия кислоты с породой, но и способствует растворению карбонатных пород.

Добавка 1—2% плавиковой кислоты улучшает условия растворения цементной корки и предупреждает возможность образования геля кремниевой кислоты.

 

6.3. Виды солянокислотных  обработок

На нефтяных промыслах применяют  следующие виды кислотных обработок; кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д.

Наиболее распространены обычные  кислотные обработки, когда в  продуктивные пласты нагнетают специальный  раствор соляной кислоты либо самотеком, либо с помощью насосов. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты а средства, спрессовывают трубопроводы.

Технология различных  солянокислотных обработок неодинакова  и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт и т. д.

Эффект от проведения солянокислотной  обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуктивности.

 Кислотные ванны.

  Этот вид обработки наиболее простой и предназначается для очистки забоя и стенок скважины от загрязняющих веществ — цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина, отложений продуктов коррозии и т. д.

Для обработки скважин после  окончания бурения с открытым стволом, не закрепленных обсадной колонной, рекомендуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной, — раствор более низкой концентрации НС1 (10— 12%).

К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2—3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ.

В качестве продавочной  жидкости обычно используют воду. Если же после кислотной ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через насосно-компрессорные трубы), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть.

Наиболее распространенным видом являются обычные кислотные  обработки. Ведется этот процесс с обязательным задавливанием кислоты в пласт.

Схема расположения оборудования при обычной кислотной обработке приведена на рис. 6.3.1.

                             

Рис. 6.3.1. Расположение оборудования при обычной солянокислотной  обработке:

1 — насосный агрегат  типа Азинмаш; 2 — емкость для  кислоты на агрегате; 3 — емкость  с кислотой, установленная на  прицепе; 4 — емкость для кислоты; 5 — емкость для продавочной жидкости; 6 — устье скважины

 

Устье скважины обвязывают с агрегатом Азинмаш-ЗОА или агрегатом другого типа и добавочными емкостями для кислотных растворов и продавочной жидкости. В качестве продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных скважин сырую дегазированную нефть, для нагнетательных — воду. Перед проведением кислотной обработки в скважине проводят гидродинамические исследования: определяют коэффициент продуктивности, статический и динамический уровни, скорость подъема уровня, забойное, пластовое давление и т. д. Скважину до обработки тщательно очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. В отдельных случаях в зависимости от состояния стенок скважины рекомендуется сочетать механические методы очистки и кислотные ванны. Процесс обработки скважины осуществляют, как правило, при спущенных насосно-компрессорных трубах, причем весь процесс закачки жидкости можно разделить на три этапа: предварительная подкачка продавочной жидкости, закачка рабочего раствора НС1 и продавливание его в пласт. Порядок операций при солянокислотной обработке приведен на рис. 6.3.2.