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

                          

Рис. 6.3.2. Схема обработки  скважины соляной кислотой

 

1. В нефтяную скважину закачивают  нефть, а в нагнетательную —  воду до устойчивого переливания через отвод из затрубного пространства (положение а).

2. При открытом затрубном пространстве  вслед за нефтью (или водой  в нагнетательной скважине) закачивают кислотный раствор, который заполняет колонну насосно-компрессорных труб и забой скважины до кровли обрабатываемого интервала (положение б). 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).

3. После закачки расчетного объема кислотного раствора затрубную задвижку закрывают и насосным агрегатом продавливают раствор в продуктивный пласт (положение е), 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.

Для первичных обработок рекомендуется  не повышать давление нагнетания более 8—10 МПа, а добиваться максимального реагирования кислоты за счет выдерживания скважины под давлением в течение длительного времени.

При последующих солянокислотных  обработках необходимо поддерживать высокую скорость прокачки кислоты по пласту с целью проталкивания ее на максимальное расстояние от ствола скважины.

При кислотных обработках используют и сульфаминовую кислоту (НSО₃NН₂), представляющую собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха молекулярной массой 97,10, плотностью 2,126 г/см³, температурой плавления 205° С. Водные растворы сульфаминовой кислоты устойчивы при нормальных температурах.

Коррозионная активность HSO₃NH₂ при равных процентных концентрациях значительно меньше, чем у соляной и серной кислоты. С карбонатными породами сульфаминовая кислота взаимодействует медленнее, чем соляная.

 Кислотные обработки под давлением

 В пластах с резко меняющейся проницаемостью иногда приходится проводить кислотную обработку избирательно с целью получения максимального эффекта. Для этого в скважину предварительно закачивается высоковязкая кислотная эмульсия типа «кислота в нефти».

При последующей закачке кислотного раствора под давлением происходит глубокое проникновение кислоты в пласт, охват кислотным раствором малопроницаемых пропластков и участков, что резко повышает эффективность обработок. Давление нагнетания повышается при таких обработках до 15—30 МПа.

Наилучшие результаты получают при  закачке эмульсии с содержанием в ней соляной кислоты до 70—80%. В некоторых случаях для уменьшения скорости реакции кислоты с породой и более глубокого проникновения ее в пласт в активном виде применяют гидрофобные эмульсии, стабилизированные специальными термостойкими деэмульгаторами. На поверхности таких эмульсий образуются защитные прочные пленки, предотвращающие коррозию оборудования.

Для приготовления качественных эмульсий обычно применяют высоковязкие нефти с небольшим содержанием асфальтосмолистых веществ. Для приготовления эмульсии рекомендуется использовать термостойкие эмульгаторы:

1. Диаминдиолеат (пропилендиаминдистеарат)  — паста светло-желтого цвета со специфичным запахом.

2. Первичные амины — вязкая  жидкость коричневого цвета с  характерным запахом, плотностью 0,802. Амины токсичны, их необходимо хранить в закрытой таре и избегать вдыхание паров. При работе с ними необходимо использовать резиновые перчатки и фартуки.

3. Алкиламиды (моноэтаноламиды) СЖК  — воскообразное вещество светло-желтого цвета, плотностью 1,06 г/см³.

Диаминдиолеат хорошо растворяется в  нефти и нефтепродуктах (керосине, дизельном топливе). При добавке его в пределах 0,25— 1,0% вес. образуется эмульсия, практически не разлагающаяся при 90°С под атмосферным давлением. Содержание кислоты в эмульсии может составлять до 80% вес., а концентрация НС1 в растворе до 20%.

Амины, также хорошо растворяясь  в нефти и нефтепродуктах, образуют стабильные эмульсии при содержании в них кислоты до 60—70%.

Стойкость получаемых эмульсий зависит  от концентрации как кислоты, так  и добавок деэмульгатора. С увеличением  концентрации добавок аминов стабильность эмульсии не повышается. При стабилизации эмульсии аминами оптимальной концентрацией является содержание в ней 15% НС1.

Перед приготовлением эмульсии эмульгаторы  растворяют в соответствующих средах: алкиламиды — в соляной кислоте, а амины — в нефти (дизтопливе, керосине). Так как алкиламиды плохо растворяются в соляной кислоте с низкой концентрацией, их предварительно в течение 20—30 мин растворяют в 20—25%-ной кислоте, а затем разбавляют кислоту до 13—15%-ной концентрации. При необходимости дополнительного ингибирования соляной кислоты в нее добавляют уротропин технический, хорошо растворимый в соляной кислоте. Уротропин добавляют из расчета 11 кг на 1 м³ кислоты.

После растворения эмульгаторов приготовляют кислотную эмульсию.

Кислотные обработки под давлением  рекомендуется проводить следующим образом. Перед обработкой забой скважины тщательно промывают водой, после чего в затрубное пространство (пакер отсутствует) закачивают 2 м³ легкого глинистого раствора плотностью 1,15—1,20 и 26,9м³ утяжеленного раствора. Если кислотная обработка проектируется с установкой пакера, то закачка глинистого раствора исключается.

При закрытом затрубном пространстве в насосно-компрессорные трубы  при максимальных расходах закачивают принятый объем эмульсии и продавливают ее водой. Открывают затрубное пространство и способом прямой промывки заменяют глинистый раствор водой. После обратной промывки (до поступления из скважины чистой воды) скважину останавливают на предусмотренное время, после чего снова пускают в эксплуатацию. При обычных солянокислотных обработках скважину сразу же после обработки и промывки вводят в эксплуатацию.

Наряду с обычными солянокислотными обработками и обработками под высоким давлением применяют ступенчатую, или поинтервальную, обработку. Для этого всю мощность пласта разбивают на интервалы 10—20 м и поочередно, начиная с верхнего, обрабатывают каждый пласт самостоятельно. Для изоляции обрабатываемых участков применяют пакеры и различные химические изолирующие вещества.

При обработке слабопроницаемых пород  не всегда удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае эффективность кислотных обработок может быть повышена за счет двухстадийной обработки. Для этого вначале в пласт закачивают 2—3 м³ кислотного раствора и выдерживают скважину под давлением 12—15 МПа и более в течение нескольких часов. После снижения давления до 5—7 МПа закачивают вторую порцию кислоты 5— 7 м³, которая легко продавливается в пласт при гораздо меньших давлениях.

Применяют также серийную солянокислотную  обработку, которая заключается в том, что скважину последовательно 3—4 раза обрабатывают кислотой с интервалами между обработками 5— 10 дней. При этом виде обработки получают хорошие результаты в пластах со слабопроницаемыми породами.

 

Термокислотная обработка  скважин

Во многих случаях взаимодействию кислоты с породой мешают имеющиеся на забое скважины отложения в виде парафина, смол и асфальтенов. Если забой скважины предварительно прогреть, то парафин и смолы расплавятся, и кислотная обработка будет более эффективна. Для этих целей скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки применяют термокислотную, сущность которой заключается в том, что в скважину вводят вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию. При этом выделяется большое количество тепла.

Наиболее активным веществом, выделяющим большое количество тепла, является металлический магний. Магний применяют в чистом виде или в виде его сплавов с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называют электронами. Однако эффективность электронов значительно ниже, чем чистого магния.

Наиболее часто применяют магний в виде прутков диаметром 2—4 см и  длиной до 60 см, а в некоторых случаях  — в виде стружки. Между соляной  кислотой и магнием происходит следующая экзотермическая реакция с выделением теплоты

Mg+2HCl+H₂O=MgCl₂+ Н₂ +462,8 кДж

При растворении в кислоте 1 кг магния выделяется 19 МДж теплоты. Для полного  растворения 1 кг магния требуется 18,62 л 15%-ного раствора соляной кислоты, которая полностью нейтрализуется, а все продукты реакции хорошо растворяются в воде.

Прутки магния загружают в специальные  наконечники. При реагировании магния с кислотой в обрабатываемом интервале пласта выделяется количество теплоты, равное 756 МДж. Для большей эффективности рекомендуется применять наконечники с загрузкой магния до 80—100 кг, что обеспечивает передачу продуктивному пласту теплоты в количестве 1890 МДж.

При термообработке соляная кислота  через насосно-компрессорные трубы попадает внутрь 38-мм труб, где, прореагировав с магнием, в нагретом виде выбрасывается через фильтр насоса на стенки обрабатываемого интервала ствола скважины.

Термокислотная обработка —  процесс комбинированный. Обычно скважину обрабатывают в два приема. В первый период — тепловой — осуществляется термохимическая обработка, в процессе которой соляная кислота нагревается за счет химической реакции ее с магнием, во второй период, следующий без перерыва за первым, — обычная кислотная обработка.

Эффективность термокислотной обработки  во многом зависит от соблюдения режима закачки кислоты в период термической части процесса. Режим этого процесса должен быть построен таким образом, чтобы температура прореагировавшей с магнием кислоты после наконечника была не выше 75° С. В то же время кислота должна быть достаточно активной для реакции с породами пласта. Так, например, при нагреве кислоты 15%-ной концентрации от 15 до 75°С активность ее после реакции с магнием снизится и будет соответствовать активности раствора кислоты 12,2%-ной концентрации. Если же кислоту нагревать с +15 до + 100°С, то активность ее снизится за счет реакции с магнием до 11%-ной концентрации.

Количество кислоты, потребное  для проведения термохимического процесса, при различных весовых загрузках магния в реакционный наконечник и оптимальных скоростях прокачки кислотного раствора можно определить по специальным таблицам и графикам, рекомендуемым БашНИПИнефтью. Размеры, форма стержней магния и способ их укладки в пачки должны позволять кислоте обволакивать поверхность каждого из стержней.

 

 Пенокислотная обработка  скважин

При обычных многократных кислотных  обработках закачиваемая в скважину соляная кислота проникает в одни и те же высокопроницаемые интервалы призабойной зоны пласта. При этом эффективность кислотных обработок с увеличением их числа на данной скважине значительно снижается.

На многих нефтяных месторождениях для повышения производительности скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора, применяют пенокислотную обработку по технологии, разработанной ВНИИ. Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычный раствор кислоты, а аэрированный (или газированный) раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте, т. е. смесь кислоты, ПАВ и воздуха (или газа).

Кислотной пеной можно обрабатывать продуктивные пласты, сложенные не только карбонатными породами, но и песчаниками с высоким содержанием карбонатного цемента. Применение кислотных пен имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с обычной кислотной обработкой.

Пенокислотная обработка позволяет  увеличить глубину проникновения активной кислоты в пласт, так как замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене. При освоении скважины за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела нефть — нейтрализованный кислотный раствор и за счет расширения пузырьков воздуха в призабойной зоне происходит более полная очистка поровых каналов от продуктов реакции кислоты с породой пласта.

Кислота в процессе закачки в  пласт аэрируется в специальном аэраторе или эжекторе. Аэратор представляет собой две концентрично расположенные одна в другой насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 102 мм и внутренним 51 мм. Кислота с растворенным ПАВ подается кислотным агрегатом в кольцевое пространство между 102 и 51-мм трубами, а воздух (или газ) нагнетают в 51-мм трубу, имеющую определенное число отверстий. Аэратор можно изготовлять сборно-разборным для быстрого подбора соответствующего числа отверстий при различных давлениях, а 51-мм перфорированную трубу составлять из отдельных патрубков.

Наиболее доступным и недорогим  является анионоактивный реагент ДС-РАС, который с минерализованными  водами образует более устойчивую пену, чем с пресной водой. Поэтому  при использовании реагента ДС-РАС целесообразно к пресной воде добавлять 2-3%.

С повышением концентрации аэрированного  кислотного раствора от 15% до 25% глубина  проникновения кислотной пены в  пористую среду увеличивается в 1,5—2 раза. Однако при этом агрессивность кислотной пены возрастает в 1,5 раза. Для уменьшения коррозионного действия кислотного раствора рекомендуется применять реагент катапин-А с дозировкой 0,1% или смесь 0,4%-ного реагента И-1-А и 0,8% уротропина. Для стабилизации аэрированного кислотного раствора с ПАВ необходима добавка уксусной кислоты в количестве 1,5% от рабочего объема кислотного раствора.

Для устранения вредного влияния глинизации призабойной зоны и в условиях карбонизированных песчаников к раствору соляной кислоты, помимо уксусной, добавляют до 3% плавиковой кислоты.

В качестве стабилизатора, предупреждающего выделение окисленных соединений железа в осадок (в виде гидратов окиси), добавляют уксусную кислоту в количестве 1% от объема кислотного раствора.

В зависимости от пластового давления и объема закачиваемого кислотного раствора степень аэрации принята от 1 до 5, т. е. на 1 м³ раствора кислоты приходится от 1 до 5 м³ воздуха.