Породы - коллекторы и их фильтрационно-емкостные свойства

Очевидно, что технологическая и экономическая  эффективность применения гелеобразующих композиций на основе нефелина и соляной кислоты зависит от объема закачиваемого раствора на единицу толщины пласта. Увеличение объемов закачки связано с удорожанием обработки скважин, а уменьшение может не дать желаемых результатов. Поэтому следует предположить, что существует некоторое оптимальное значение удельных объемов закачки гелеобразующих растворов как для нагнетательных, так и для добывающих скважин. Определение этого важного параметра технологии процесса теоретическим путем или в лабораторных условиях не представляется возможным. Поэтому одной из важнейших задач промысловых экспериментов является оценка оптимальных объемов закачки гелеобразующих растворов в различных геолого-физических и технологических условиях. В связи с этим на первоочередных объектах объем рабочих растворов соответствующих концентраций предварительно устанавливается из расчета 5—10 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта и уточняется, исходя из заданного радиуса распространения образуемой оторочки в пласте. Приготовление раствора композиции производится в емкостях вместимостью 15—50 м³ на специализированной базе НГДУ или непосредственно у скважины.

При закачке  гелеобразующих композиций в водонагнетательные скважины возможны осложнения в связи со значительным уменьшением приемистости. В связи с этим путем проведения дополнительных измерений и лабораторных экспериментов для восстановления приемистости скважины был предложен ряд реагентов: закачиваемая вода и слабый раствор соляной кислоты или слабощелочной раствор дистиллярной жидкости для промывки скважины от остатков гелеобразующей композиции. Для растворения композиции могут быть использованы слабые (0,2—0,5% по массе) растворы щелочи, применение которых в результате увеличения рН среды превращает гель поликремниевых кислот в натриевую соль кремниевой кислоты — обычное жидкое стекло. В этом случае получается более подвижная форма той же кремниевой кислоты. Если эти мероприятия не дают эффекта, может быть применен бифторид аммония. Этот реагент при контакте с гелем поликремниевых кислот дает прозрачный раствор, содержащий фтористый кремний. В результате данной обработки может быть полностью разрушен гель во всем объеме, так как образуется новое водорастворимое соединение. Для обработки требуется незначительная концентрация реагента. Таким образом, для восстановления приемистости скважин возможны следующие операции:

– очистка забоя от остатков композиции методом обратной промывки водой с применением кислотных ванн 10%-ным раствором соляной кислоты с последующей двухкратной декомпрессией;

– последовательное нагнетание закачиваемой воды до полного заполнения затрубного пространства и 4—5 м³ 0,2—0,5% по массе раствора каустической соды (гидроокиси натрия). Выдержка на реагирование в течение 15—20 мин. Последующее вытеснение закачиваемой водой.

5 Технология увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов на основе использования отработанной щелочи

Из литературных данных известно, что в нефтяной промышленности широкое применение нашли два осадкообразующих реагента — силикат натрия (щелочно-силикатное заводнение) и щелочи. При щелочном заводнении выпадают осадки гидроокиси магния при контакте щели с пластовой водой, содержащей ионы магния. Ограниченное применение нашла также аммиачная вода.

В то же время существует несколько десятков патентов на применение осадкообразующих реагентов для водоизоляционных работ. В подавляющем большинстве  случаев патентуется поочередная  закачка двух реагентов, при контакте которых в пласте выпадает осадок.

6 Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе кислотного воздействия

      Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.

Кислотное воздействие впервые было применено  для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной  обработки использовалась соляная  кислота, и метод получил название солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:

• обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;
• обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;
• очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,
• очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;
• удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;
• инициирования других методов воздействия на призабойную

     К базовым реагентам, используемым при кислотном воздействии, относятся соляная (хлористоводородная НС1) и плавиковая (фтористоводородная HF) кислоты. При освоении скважин и интенсификации притоков и закачки применяют также другие органические и неорганические кислоты и их смеси: уксусную СН₃СООН, сульфаминовую NH₂SO ₃H, серную Н₂ SO₄, глинокислоту (HCI+HF) и т. п.

С увеличением  концентрации кислоты и температуры  коррозионная активность кислот по стали  возрастает. Для защиты металла наземного  и подземного оборудования, фильтра  скважин, обсадных и насосно-компрессорных  труб от кислотной коррозии используют ингибиторы.

Кислотное воздействие  разделяют на следующие виды: кислотные  ванны, внутрипластовые и поинтервальные кислотные обработки, кислотный гидроразрыв пласта или кислотные обработки при высоком давлении, кислотно-гидромониторное и термокислотное воздействия.

Кислотные ванны целесообразны при первичном  освоении скважин в период ввода  их в эксплуатацию или в процессе эксплуатации для удаления с фильтра  загрязняющих кислоторастворимых материалов. Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин. Для обработки скважин, фильтр которых перекрыт обсадными трубами, используют кислотные составы пониженной коррозионной активности. Потребное количество кислотного раствора на кислотную ванну равно объему ствола скважины в интервале обработки.

Под внутрипластовой  кислотной обработкой понимается воздействие  кислотным раствором с закачкой его в призабойную зону. Потребный объем кислотного состава (в м³) для внутрипластовой обработки

                                       (6.1)

где h — толщина обрабатываемого интервала, м; т — пористость (эффективная) пород, доли ед.; — радиус (глубина) обработки, м;  — радиус скважины, м.

Если  радиус обработки достаточно велик, а продолжительность нейтрализации  кислотного состава мала и недостаточна для закачки активного раствора на всю глубину обработки по простиранию  пласта, то применяют поэтапную внутрипластовую  обработку. Сущность этой обработки  заключается в поочередной закачке  кислотных составов и специальных  жидкостей, которые как бы блокируют  обработанные кислотным составом поверхности  от дальнейшего взаимодействия с  ним. Такими жидкостями для нагнетательных скважин служат растворы полимеров  и ПАВ, а для добывающих скважин  — дегазированные нефти или другие. В качестве специальных жидкостей  предпочтительнее применять реагенты, характеризующиеся вязкопластичными и вязкоупругими свойствами, что позволяет повышать охват воздействием пласта и по толщине. Оптимальные объемы (суммарные и поэтапные) кислотного состава и специальных жидкостей устанавливают опытным путем, а при отработке регламентов таких обработок можно принять поочередную закачку 5 м³ кислотного состава и 1,5—2 м³ специальной жидкости при трех циклах.

Поинтервальные  кислотные обработки проводятся для ввода в разработку не охваченных отбором или закачкой участков продуктивной толщи. В качестве временно изолирующих  материалов при поинтервальном кислотном  воздействии на пласт используют полимеры, высокоокисленные битумы, сухую сульфитспиртовую барду, гранулированный нафталин и другие водо- или нефтерастворимые зернистые и вязкоупругие материалы. В зависимости от забойной температуры для поинтервального воздействия в добывающих скважинах применяют следующие реагенты: высокоокисленный битум — 100—180°С; полимер бензинового потока— 100—120°С; полимер промрастворного потока — 100—130°С; полиэтилен низкого давления — 120—150°С; полипропилен — 150—180⁰ С.

Кислотный гидроразрыв пласта проводится в плотных коллекторах, доломитах и доломитизированных известняках с целью увеличения глубины обработки по простиранию продуктивного пласта. Потребный объем (в м³) кислотного состава или нефтекислотной эмульсии при кислотном гидроразрыве

                                (6.1)

                                  (6.2)

где Т_нр — продолжительность нейтрализации раствора, мин;

      q_зак — темп закачки реагента, м³/мин;

      T_сэ— стабильности эмульсии, мин.

Кислотно-гидромониторное  воздействие применяется для  очистки поверхности фильтра  от цементной и глинистой корок  и инициирования поинтервального  воздействия или кислотного гидроразрыва. Потребный объем (в м³) кислотного состава при кислотно-гидромониторном воздействии

                                  (6.3)

где Т — продолжительность кислотно-гидромониторного воздействия, мин;

      q_н— расход через насадку, м³/мин;

       п — число одновременно работающих насадок.

Давление  закачки составов при кислотном  воздействии определяется самим  методом и его технологической  схемой, прочностной характеристикой  эксплуатационной колонны, прочностью цементных перемычек, разделяющих  объекты обработки и продуктивный пласт от ниже- и вышележащих водо- или газонасыщенных пластов.

При кислотном  воздействии по схемам, обеспечивающим повышение охвата закачкой или отбором, давление закачки реагента не должно превышать нижнего предела давления разрыва пласта, которое определяется экспериментально для конкретных залежей, а при накоплении опыта принимается равным 0,6 геостатического давления на пласт (давления вышележащей толщи породы).

Давление  закачки реагента ограничивается допустимым рабочим давлением для спущенной  эксплуатационной колонны. Когда давление закачки реагента превышает допустимое для эксплуатационной колонны (с  учетом коэффициента запаса прочности  и износа колонны), обработку осуществляют посредством изоляции интервала  воздействия пакером, который устанавливают на 2— 5 м от верхних отверстий перфорации. Кроме того, давление закачки реагента при кислотном воздействии не должно вызывать нарушений герметичности разобщения пластов цементом. В связи с этим перепад давления при закачке не должен быть выше 2 МПа на 1 м толщины цементной перемычки между обрабатываемым и близлежащим интервалами.

Темп  закачки реагента в пласт определяют из условия охвата обработкой заданной глубины пласта. При этом реагент  после достижения заданной глубины  пласта по простиранию должен сохранить  свою активность. Минимальный темп закачки реагента (в л/с) в пласт

Q_min=V/T_нр                                (6.4)

где V — планируемый для обработки объем реагента, л;

      Т_нр— продолжительность нейтрализации раствора или стабильности эмульсии, с.

Потребный объем  товарной кислоты (в л) на приготовление 1 м³ кислотного состава заданной концентрации

V_T=10a_зr_з/А                                (6.5)

где а_з — заданная концентрация кислоты в составе, %;

      r_з— лотность раствора кислоты заданной концентрации , г/см³;

       А— концентрация товарной кислоты, кг/л.

Термокислотной  обработкой принято называть воздействие  на призабойную зону горячей кислотой. Кислота нагревается в результате химической реакции с магнием или его сплавами. Воздействие нагретой соляной кислоты обеспечивает комплексную обработку призабойной зоны, при которой структура перового пространства изменяется в результате растворения карбонатов кислотой, а выделяющееся тепло в количестве 20000 Дж на 1 кг магния расплавляет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне и снижает вязкость нефти.

7 Применение биополимеров для увеличения нефтеотдачи

Идея применения полимеров для повышения нефтеотдачи на месторождениях, разрабатываемых в режиме заводнения не новая. Проводившиеся с 1988 года работы по импортозамещению полимеров для Российской нефтяной промышленности увенчались успехом. Создан и прошел промысловую апробацию отечественный биополимер - Продукт БП-92.

Отрицательное влияние неоднородности на эффективность  заводнения пласта существенно усиливается по мере разработки месторождения. По мере замещения нефти фильтрационное сопротивление будет уменьшаться, а расход воды возрастать. Поэтому без применения соответствующих технологий, создающих для воды повышенное сопротивление, даже при наличии в пласте достаточного количества нефти, вновь пробуренные скважины вполне могут иметь очень высокое обводнение.