Кислотная обработка

ВВЕДЕНИЕ 

     Общеизвестно, что после окончания бурения и освоения продуктивность скважин существенно меньше ее потенциальных возможностей. Причин этому много - от изменения напряженного состояния пород-коллекторов в призабойной зоне до изменения их фильтрационных свойств под воздействием существующих технологий. В различных горно-геологических условиях и при использовании тех или иных режимов бурения снижение продуктивности скважин существенно отличается друг от друга. Практикой доказано, что для увеличения дебитов скважин необходимо применять различные методы восстановления фильтрационных свойств пород или даже их увеличение. С точки зрения повышения продуктивности скважин более важно восстановление этих свойств, чем их увеличение.

     Одним из способов повышения продуктивности скважин является кислотная призабойной зоны скважины.

     Кислотная обработка (КО) - это метод увеличения проницаемости призабойной зоны скважины путем растворения составных частиц породы пласта, а также инородных частиц, которыми загрязнены породы.

     Кислотную обработку применяют для увеличения проницаемости карбонатных и песчаных коллекторов в нефтегазодобывающих скважинах и нагнетательных скважинах после бурения, во время эксплуатации и ремонтных работ.

     Для обработки карбонатных коллекторов  преимущественно применяют солянокислотные растворы (СКР), а для песчаных коллекторов после СКР закачивают глинокислотные растворы (ГКР). Такие виды обработки называются соответственно солянокислотными (С КО) и глинокислотными

(ГКО).

      Существующие способы кислотных обработок:

      - обработка углеводородно-кислотными (УКЭ) и нефтекислотными (НКЭ) эмульсиями;

      - термохимическая кислотная обработка;

      - термокислотная обработка;

      - технология селективных кислотных обработок;

      - пенокислотная обработка;

      - обработка газированной кислотой 
 
 
 
 
 
 
 
 

     1 Механизм кислотного  воздействия на  пласт 

     Механизм  кислотного воздействия на коллектор  рассмотрим с позиций степени  растворимости пород и скорости реакции, образования продуктов  реакции и изменения проницаемости  пород после обработки. Считают, что растворимость пород, которые подвергаются КО, должна обеспечить увеличение пористости не менее чем на 10 %, а растворимость инородных материалов, загрязняющих поры и трещины пласта, должна быть наиболее полной (хотя бы на 50 %). Исходя из таких принципов, подбирают состав активной части растворов.

     При планировании КО необходимо знать растворимость пород в кислоте. Например, известно, что 1 м³ различных кислот растворяет: 15 %-ной соляной (HCl) - 200 кг известняка CaCO₃ или около 70 кг легкорастворимой части эоценового песчаника, содержащего 89 % диоксида кремния (SiO₂), 3 % карбонатов и 7 % глин; 4 %-ной плавиковой (HF) - 48 кг каолина; 10 %-ной HCl + 1 %-ной HF - 70 кг глинопорошка, состоящего из гидрослюды и монтмориллонита.

     Если  после обработки излишком СКР применить ГКР, то 1 м³ 10 %-ной HCl + 1 %-ной HF растворяет 36 кг эоценового песчаника. Увеличение концентрации HF в ГКР до 3 % обеспечивает увеличение его растворимости до 51 кг, а до 5 % - до 66 кг.

     Приведенные данные используют при расчетах объема кислотных растворов и оценках возможной глубины проникновения активной части кислоты в пласт.

     Продукты  реакции вызывают снижение проницаемости  пород после КО, если они откладываются  в поровом пространстве в виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

     Во  время взаимодействия соляной кислоты  образуются:

     - с карбонатами пород - водорастворимые соли CaCl₂, MgCl₂, газ СО₂, вода;

     - с окисями железа и его соединениями в составе пород (например, в виде сидерита FeCO₃) - хлорное железо FeCl₃, которое после нейтрализации кислоты гидролизирует в виде осадка Fe(OH)₃, способного закупоривать поры;

     - с сульфатами кальция в составе пород с температурой до 66 °С - осадок гипса;

     - с окисью кремния в глинах - осадок, гель кремниевой кислоты;

     - с окисью щелочных и щелочно-земельных металлов в глинах - соответствующие соли.

     Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.

     Во  время взаимодействия глинокислоты образуются:

     - с кварцем - газоподобный SiF₄, а после снижения кислотности - гель кремниевой кислоты Si(OH)₄, который закупоривает поры;

     - с алюмосиликатами (глинами) - газоподобный SiF₄;

     - с кварцем и алюминием - параллельно с SiF₄ образуется гексафторо- кремниевая кислота H₂SiF₆, соли которой Na₂SiF₆ и K₂SiF₆ выпадают в осадок.

     Известно, что реакция ГКР с глинами  проходит значительно быстрее, чем  с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) - значительно меньше.

     Часто вместо HF для получения ГКР применяют БФФА (бифторид аммония NH₄HF₂ + NH₄F). Например, для получения раствора (12 % HCl + 3 % HF) применяют смесь (16 % HCl + 3 % БФФА). Наличие в растворе иона NH₄⁺ увеличивает растворимость продуктов реакции HF с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА.

     Для обработки песчаников применяют также смесь 20 %-ной H₂SiF₆ + 24 %-ной HCl в соотношении 1 : 1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

     Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно - не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

     Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры порового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. Например, после обработки эоценовых песчаников с карбонатностью С_к = 2-9 % излишком СКР (10 - 15 % HCl) относительно содержания карбонатов увеличение проницаемости сравнительно с начальной можно приближенно рассчитать так: k_s = 0,8С_К. Конечно, после такой обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2-7 раз. Во время обработки карбонатных поровых пород возрастание проницаемости практически не ограничено.

     На  выбор рациональных режимов обработки  и технологию работ влияет скорость реакции КР с породами, которая зависит от начальной концентрации кислоты, термобарических условий прохождения реакции в пласте, отношение поверхности породы, контактирующей с кислотой, к объему кислотного раствора и гидродинамических условий прохождения реакции, которые описываются параметром Рейнольдса (Re).

     Известно, что за одинаковые промежутки времени степень нейтрализации кислоты породой не зависит от начальной концентрации. Таким образом, при иных равных условиях за одинаковый промежуток времени вдвое снижается концентрация кислоты (от 20 до 10 % или от 12 до 6 %). Можно было бы предположить, что, применяя большую начальную концентрацию кислоты, можно увеличить глубину обработки пласта. Однако, поскольку скорость реакции в поровой среде велика, это практически не влияет на глубину обработки.

     Увеличение  температуры пласта на 10 °С обусловливает  возрастание скорости приблизительно в 2 раза. При увеличении давления реакция с соляной кислотой замедляется, а с плавиковой - ускоряется.

     Значительное  влияние на скорость реакции имеет отношение реагирующей поверхности породы к объему кислоты в порах, которое резко увеличивается при уменьшении размера пор. Например, в канале с диаметром 1 мм это отношение равно 40, а в порах с диаметром 20 мкм - 2000. Поэтому в поровых коллекторах наблюдаем резкое увеличение скорости нейтрализации. Например, расчетная глубина проникновения в известняк активной соляной кислоты в каналах с диаметром 1 см равна 600 см, с диаметром 1 мм - 20 см, а в поровых каналах размером 10 мкм - 5 см при других равных условиях.

     Итак, нейтрализация кислоты в поровом  пространстве происходит во время нагнетания ее в пласт, поэтому выдерживания для реагирования не требуется.

     Влияние гидродинамических условий фильтрации кислоты на скорость ее нейтрализации ощутимо лишь в больших каналах или трещинах. Тут с увеличением расхода кислоты, а следовательно, и значения Re глубина обработки пласта несколько возрастает. Во время фильтрации кислоты сквозь поровое пространство терригенных коллекторов значения Re очень малы. Экспериментально доказано, что при таких условиях увеличение расхода кислоты практически не увеличивает глубины обработки песчаного пласта.[1] 

     2 Обоснование выбора скважины для кислотной обработки 

     По  данным исследований скважины определяют потенциальный коэффициент продуктивности К_пот отдаленной зоны пласта с природными фильтрационно-емкостными свойствами; фактический коэффициент продуктивности всей зоны дренажа К_ф интервалы продуктивных пластов и их пористость; физические свойства коллекторов данного пласта и влияние кислотной обработки на фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов.

     Предложенная  схема принятия решения относительно кислотной обработки не является исчерпывающей и при наличии более полной информации может быть усовершенствована. Однако она дает представление о многогранности и сложности задачи.

     Кислотную обработку проводят в скважине:

     - для которой фактический коэффициент продуктивности меньше потенциального, т.е. отношение продуктивности 

     ОП = К_ф/К_пот < 1,                                       (2.1) 

     - нефтенасыщенные пласты, выделенные по данным геофизических исследований, характеризуются пористостью m₀, большей ее нижней предельной границы для пород коллекторов m_гр, т.е. 

     m₀ > m_гр                                                                              (2.1) 

     - толщина поглощающих пластов больше наименьшей предельной, которую следует обрабатывать кислотой, а это означает, что 

     h_пгл > h_пр                                                                            (2.3) 

     где h_пгл - толщина пласта, поглощающего жидкость, закачанную в пласт, м, для предкарпатских месторождений принято h_пр ≥ 5 м.

     Интервалы приемистости определяются расходометрией во время нагнетания в скважину жидкости с давлением, близким к нагнетанию кислотного раствора, или термометрией.

     Пористость  образцов песчаников и алевролитов после обработки солянокислотным раствором в количестве, достаточном для полного удаления карбонатов, возрастает не менее чем в k_s раз : 

     k_ms = m_s/m₀ ≥ k_s,                                         (2.4) 

     где ks –  пористость образцов песчаников и алевролитов после обработки солянокислотным раствором в количестве, достаточном для полного удаления карбонатов.

     Вследствие  обработки глинокислотным раствором, объем которого равен объему СКР, после СКО пористость возрастает не менее чем в kg раз сравнительно с предыдущей: 

     k_mg = m_g/m_s ≥ k_g ,                                   (2.5) 

     где m₀ - начальная пористость;

           m_s и m_g - пористость после обработки СКР и ГКР.

     Возрастание пористости после ГКО определится  как произведение  

     k_msg= k_ms * k_{mg  ,}                                                                   (2.6)