Гидродинамические методы воздействия на призабойную зону пласта для увеличения продуктивности скважин

     Давление  ГРП на забое скважины Рз определяется по формуле:

       Р_з=Р_г+Б_р,        (8)

     где: Б_р - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, МПа; Р_г - величина горного давления, определяется по формуле:

       Р_г=Н*р*10(ехр-5),       (9)

       где: Н - глубина обрабатываемого пласта, м; р - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м³.

       Давление ГРП на устье скважины  Ру определяется по формуле:

       Р_у=Р_г+Б_р+Р_тр- Р_{пл ,}       (10)

       где: Р_тр - потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа; Р_пл - пластовое давление, МПа.

       После разрыва пласта для увеличения  приемистости скважины увеличивают  расход жидкости и поднимают  давление разрыва. При получении  величины трещины, соответствующей  проектной, начинается закачка  расклинивающего материала в  трещину для ее закрепления.  Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. .

     Непосредственно после закачки расклинивающего  материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.

     Во  время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80 до 130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.

     Все параметры ГРП (давление на насосных агрегатах, мгновенные и накопленные  расходы жидкости и закрепляющего  материала, давление в затрубном  пространстве, суммарный расход жидкости, плотность смеси) выводятся на станцию контроля и управления процессом и регистрируются в памяти компьютеров. В процессе ГРП используется следующая техника: специальные насосные агрегаты высокого давления;  смеситель (блендер); стан-ция контроля и управления процессом; песковоз; пожарный автомобиль; блок манифольдов; автомобиль для перевозки химреагентов; вакуумная установка. 

     Рис. 3 Схема расстановки наземного оборудования при производстве ГРП 

     

     Рис.4 Схема расположения подземного оборудования при проведении ГРП на примере скважины 4006.

 

3. Кислотное воздействие

 

     Многообразие  условий формирования и строения залежей нефти, технических особенностей проводки, крепления и эксплуатации скважин обусловливают применение многочисленных композиционных составов на кислотной основе, технологических схем и регламентов проведения этого вида воздействия.

     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 зону.

     К базовым реагентам, используемым при кислотном воздействии, относятся соляная (хлористоводородная НСl) и плавиковая (фтористоводородная HF) кислоты. При освоении скважин и интенсификации притоков и закачки применяют также и другие органические и неорганические кислоты: уксусную (СН₃СООН) сульфаминовую (NH₂SO₃H), серную (H₂SO₄), а также смеси органических (оксидат и др.) и неорганических кислот (глинокислота НСl+HF и др.). Однако на промыслах в основном применяются соляная и плавиковая кислоты и модифицированные составы на их основе.

     Реакция взаимодействия соляной, уксусной и сульфаминовой кислот с основными разностями карбонатного коллектора происходит соответственно по схемам:

   с известняками,

   с доломитами. 

     К одним из основных признаков, определяющих выбор рецептуры кислотного состава, относится химический состав породы-коллектора. При этом карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа и др.), предпочтительно обрабатывать соляной кислотой (составы 1, 2, 6; здесь и далее составы приведены в табл. 1). Рабочую концентрацию солянокислотного состава определяют с учетом:

• растворяющей способности и скоростей растворения породы и нейтрализации кислоты в составе;
• коррозионной активности;
• эмульгирующей способности;
• способности образовывать осадки при смешивании с пластовой водой;
• величиной пластового давления.

     С увеличением концентрации соляной кислоты растворяющая способность ее увеличивается, в то же время скорость растворения при концентрациях более 22% снижается. Возрастают с увеличением концентрации кислоты и коррозионная активность, и эмульгирующая способность, а также вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании Кислоты с пластовой водой. Поэтому соляная кислота без добавок используется сравнительно редко, а на практике применяют композиции кислотных растворов со специальными присадками; оптимальная концентрация соляной кислоты принята равной 10—16%.

     Сульфат- и железосодержащие карбонатные  коллекторы предпочтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислотами (составы 12, 13, 14).

     При обработках сульфатосодержащих карбонатных  коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислотные составы вводить присадки хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния (состав 4).

     Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение гипса или безводного сернокислого кальция, а их доли по массе в растворе составляют (в % вес.) соответственно:

• Поваренная соль 6—7
• Хлористый кальций 5—10
• Сульфат калия или магния 3—4

     В указанных целях целесообразно  использовать пластовую воду хлор-кальциевого  типа с плотностью не менее 1,18 г/см³, разбавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации. 
 
 
 
 
 
 
 

     Таблица 1. Кислотные составы для освоения скважин и повышения их продуктивности 

продолжение таблицы 1

*Удовлетворительные результаты получены при обработке горячих пластов.  

     Ангидриты предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами, •содержащими 6—10% вес. азотнокислого калия (состав 5).

     При обработке железосодержащих карбонатных  коллекторов растворами соляной кислоты осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот, массовая доза которых соответственно составляет 3—5% и 2—3% (состав 3).

     Температурный режим пластов обусловливает  скорость реакции кислот с породой, а повышенные температуры (более 60°С) определяют требование по применению для обработок скважин реагентов и составов с замедленными сроками нейтрализации, что повышает охват пластов обработкой по его простиранию. Наибольший эффект замедления скорости нейтрализации кислот обеспечивает применение кислотных эмульсий с регулируемым сроком стабильности (составы 9 и 10, в которых кислота представляет дисперсную фазу, а дисперсионную среду — нефть или нефтепродукты, которые, обволакивая капли кислоты, предотвращают ее взаимодействие с породой и металлом нефтепромыслового оборудования на период стабильности. Эмульсии, являясь вязкоупругими составами, повышают и охват воздействием по толщине пласта, а проникающая способность их определяется степенью дисперсности, но вместе с тем область применения эмульсий вследствие повышенной вязкости ограничивается в основном трещиноватыми и трещиновато-пористыми коллекторами.

     Для увеличения времени нейтрализации соляной кислоты в качестве замедлителя добавляют хлористый кальций, с вводом которого в раствор замедляется реакция. С увеличением концентрации хлористого кальция возрастают вязкость и плотность раствора, в результате также снижается скорость нейтрализации кислотного раствора, затворенного на хлористом кальции или пластовой воде хлоркальциевого типа (состав 4). Суммарный эффект замедления скорости нейтрализации при этом достигает 2,5 раза.

     Смеси сильных и слабых кислот нейтрализуются медленнее, чем раствор сильной кислоты такой же концентрации. При этом сильная кислота в растворе со слабыми кислотами подавляет диссоциацию последней, на чем основано замедленное вступление в реакцию молекул слабой кислоты, так как молекулы таких кислот, не подвергшиеся диссоциации, не реагируют с породой практически до полной нейтрализации сильной кислоты. В качестве присадок слабых кислот используют органические кислоты — уксусную и лимонную (состав 3). Скорость нейтрализации составов в этом случае замедляется до 4,5 раза.

     Еще медленнее нейтрализуются растворы уксусной кислоты (состав 13), так как имеют малую степень диссоциации. В стадии опытно-промышленных работ для повышения производительности скважин и их освоения находит применение оксидат (состав 14)—продукт жидкофазного окисления углеродов, содержащий в своем составе уксусную и другие органические кислоты, растворители и воду.

     При температурах 115—165°С для увеличения глубины охвата по простиранию пористых пластов низкой проницаемости применяют концентрированную соляную кислоту, ингибированную реагентом В-2. Механизм снижения скорости нейтрализации при использовании концентрированной соляной кислоты обусловлен изменением закономерности диссоциации при содержании хлористого водорода более 22% (состав 6).

     Тип коллектора и гидродинамические  характеристики скважины в призабойной  и удаленной зонах определяют требования к реологическим характеристикам  и проникающей способности рабочих  жидкостей.

     В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы — кислотные эмульсии и пены, а также загущенные кислотные составы (составы 8, 9, 10, 11). Эти реагенты способствуют повышению охвата по простиранию и по толщине пласта, так как при их продвижении в трещинах создаются значительные сопротивления, а рост давления способствует проникновению кислот в поры и микротрещины.

     Механизм  замедления взаимодействия кислоты  с карбонатной породой в пенах обусловлен прилипанием газовых или воздушных пузырьков к поверхности породы. Прилипшие пузырьки уменьшают доступ кислоты к породе, вследствие чего снижается скорость ее нейтрализации и увеличивается охват обрабатываемой зоны. Поверхностно-активное вещество, вводимое в пены, помимо того, что само адсорбируется на породе, предупреждает также коалесценцию пузырьков и способствует прилипанию их к породе, а в нейтрализованном растворе снижает межфазное натяжение и тем самым улучшает вынос отработанного раствора с продуктами реакции из зоны обработки. Пены, являясь структурированными упругими системами, характеризуются наличием начального градиента давления, что создает благоприятные условия для их применения в целях повышения охвата воздействием по толщине пласта. Вместе с тем возможность применения кислотных пен пока что лимитируется температурным режимом обработки, пеногасящими свойствами нефтей и соленостью воды по хлоридам. При солености воды по хлоридам 5% и более, при температурах 60-85°С устойчивость пен мала, а при наличии слоя нефти над пеной и при фильтрации через пористые среды она разрушается.

     В силу указанных свойств пен их предпочтительно применять в  условиях трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторов, невысоких пластовых давлений и в водонагнетательных скважинах.

     Кислота, загущенная карбоксилметилцеллюлозой (состав 11) имеет вязкость до 20 мПа-с, что снижает скорость нейтрализации. Кроме того, КМЦ и ССБ, адсорбируясь на породе, уменьшают площадь контакта кислоты с породой, а также снижают скорость нейтрализации кислоты. Совокупное действие указанных факторов приводит к увеличению глубины обработок, а создаваемые сопротивления при движении загущенной кислоты способствуют увеличению охвата по толщине пласта. Вместе с тем КМЦ марок 500 и 600 подвергаются деструкции при температуре 60°С, чем и ограничивается область применения этого состава.