Обоснование мероприятий по повышению нефтеотдачи для пластов AC10, АС11 и АС12

      Снижение  продуктивности добычных скважин происходит в ряде множества случаев, как: при  бурении, в дальнейшем в результате проникновения бурового раствора или  его фильтрата в призабойную  зону пласта, некачественной перфорации, при эксплуатации скважин, при проникновении в неё рабочих жидкостей во время различных ремонтных работ, - которые возникают еще на этапах освоения скважины и в дальнейшем продолжается в ходе ее эксплуатации. Вот почему кислотная обработка является приемлемым методом воздействия на призабойную зону. 
 
 
 

2. СОЛЯНО-КИСЛОТНАЯ  ОБРАБОТКА НЕФТЯНЫХ  СКВАЖИН ПРИОБСКОГО  МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Типы загрязнения пласта

    Солевые отложения, органические отложения и бактерии — таковы три типа загрязнений, которые могут привести к повреждениям в любом месте — от НКТ до гравийной набивки и порового пространства пласта. Солевые отложения — это минеральные отложения, которые при низких давлении и температуре в эксплуатационной скважине могут выпадать из пластовой воды, образуя корку на породе пласта или на НКТ. Со временем эта корка твердеет, что затрудняет ее удаление. Рабочая жидкость зависит от типа породы, которая может быть карбонатными отложениями, сульфатным, хлоридным минералом или минералом с железистым основанием, силикатом или гидроокисью. Проблема заключается в том, чтобы выявить, какой тип солевого отложения препятствует притоку.

    Пониженные  давление и температура также  приводят к образованию тяжелых  органических молекул, выпадающих из нефти  и затрудняющих ее приток. Основными причинами осложнений являются асфальтены и парафины, растворяющиеся в ароматических растворителях. Гораздо большие неприятности доставляют шламы, которые иногда образуются при взаимодействии неорганической кислоты и некоторых тяжелых нефтей. На сегодня неясно, как избавиться от такого типа загрязнений. Поэтому необходимо позаботиться о том, чтобы их избежать, применяя противошламовые химреагенты.

    Для нагнетательных скважин наиболее распространенной проблемой являются бактерии, которые способны существовать в разнообразных условиях — с кислородом и без него, количество этих бактерий обычно удваивается каждые 20 минут.⁸ В результате, образуется сочетание тонкозернистого шлама и разнообразной аморфной смеси, препятствующей притоку нефти.

Дополнительной  причиной для очистки скважин  от таких микроорганизмов является необходимость уничтожения сульфатовосстанавливающих  бактерий, которые в процессе своей  жизнедеятельности производят в  воде ионы сульфата в скважине или  в пласте. Сульфатовосстанавливающие бактерии производят сероводород, который легко разъедает металл труб. Бактериальное загрязнение можно устранять с помощью гипохлорида натрия. В равной степени важно очищать наземное оборудование, откуда подается нагнетательная вода, так как благодаря этому очищаются скважина и пласт.

    Другими двумя типами загрязнений, способствующими  блокированию притока нефти через  гравийную набивку и пласте, являются алевриты/глины и эмульсии. Алевриты и глины (объект всех работ с глинокислотой  и 90% всех кислотных обработок матрицы) могут появляться из бурового раствора при бурении и перфорировании или из пласта, когда они смещаются потоком, и в этом случае они получают название мельчайших частиц. При проектировании системы глинокислоты полезно знать состав алеврита и глины независимо от их происхождения, поскольку неправильно подобранная кислота может вызвать осадки, которые еще больше заблокируют приток. При перемешивании воды с нефтью могут образоваться эмульсии, например, когда раствор на водяной основе попадет в нефтеносный пласт. Эмульсии имеют высокую вязкость, и их обычно удаляют с помощью взаимных растворителей.

    Взаимодействие  нефти и воды в пористой породе вызывает еще два типа загрязнений, возникающих только в пласте —  изменение смачиваемости и водяной блок. В своем естественном состоянии большинство пород легко смачиваются, что полезно для притока нефти. Вода прилегает к поверхности минералов, оставляя поровое пространство для притока нефти. Буровой раствор на нефтяной основе может полностью изменить ситуацию, смачивая поверхность пород нефтью, «заталкивая» водяную фазу в поры и тем самым затрудняя приток нефти. Выход из этого положения — закачивание взаимного растворителя для устранения нефтесмачивающей фазы, а затем закачивание смачивающих поверхностно-активных жидкостей для восстановления условий смачивания.

    И, наконец, водяной блок, который возникает  тогда, когда жидкость на водяной  основе заполняет зону углеводородов настолько, что относительная нефтепроницаемость сводится к нулю — это может случиться без изменения смачиваемости. Решение этой проблемы — опять же в использовании взаимных растворителей и поверхностно-активных жидкостей — на этот раз для уменьшения межповерхностного натяжения между жидкостями и для создания, в некоторой степени, относительной проницаемости, для свободного притока нефти.

2.2. Анализ эффективности мероприятия.

      Кислотная обработка скважин основана на способности кислот вступать в реакцию с некоторыми видами горных пород, что приводит к очистке и расширению их пористых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, к повышению производительности скважин.

      Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную HCl и фтористоводородную HF (плавиковую) кислоты.

      При соляно-кислотной обработке соляная  кислота растворяет карбонатные  породы — известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений. Химические реакции, происходящие при этом, выражаются следующими уравнениями:

СаСО₃+2НС1=СаС1₂+Н₂О+СO₂;

CaMg(CO₃)₂+4HCl=CaCl₃+MgCl₂+2H₂O+CO₂.

      Продукты  реакции соляной кислоты с  карбонатами, т.е. хлористый кальций  СаС1₃ и хлористый магний MgCl₂, вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией извлекаются из скважины. Углекислый газ СО₂ также легко удаляется на поверхность.

      При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в пористых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие длинные кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому соляно-кислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт, по возможности, на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

      Глубина проникновения кислоты в активном состоянии в пласт зависит от скорости реакции ее с породой. Установлено, что скорость реакции зависит от химического состава пород, от объема кислоты, приходящейся на единицу поверхности пород, от пластовых температуры и давления.

      С повышением температуры, например с 20 до 60°С, скорость реакции, независимо от начальной концентрации кислоты, но в зависимости от состава горной породы, увеличивается в 1,5—8 раз. Следовательно, реакционная способность холодной кислоты гораздо меньше, чем теплой той же концентрации. Поэтому холодную кислоту можно закачать в пласт на значительное расстояние, сохранив ее активность.

      С повышением давления скорость взаимодействия кислоты с породой уменьшается. В пластовых условиях на основании  опытных данных установлены следующие  приблизительные показатели уменьшения скорости взаимодействия кислоты с породами при различных давлениях:

      1) при 0,7 МПа время нейтрализации 15%-ной кислоты увеличивается примерно в 6—10 раз по сравнению со временем нейтрализации ее при атмосферном давлении;

      2) при 0,7—1 МПа происходит наиболее резкое, скачкообразное уменьшение скорости взаимодействия (время нейтрализации увеличивается в 30—35 раз);

      3) при 2—6 МПа скорость нейтрализации кислоты уменьшается примерно в 70 раз.

      При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) с целью очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность с последующей промывкой.

     Приготовление раствора соляной кислоты: концентрированную соляную кислоту разводят до заданного содержания на месте ее хранения (кислотная база) или непосредственно у скважины перед ее обработкой. Необходимо рассчитать количество воды и кислоты для приготовления раствора.

      Фтористоводородную (плавиковую) кислоту применяют только в смеси с соляной кислотой. Такую кислотную смесь (глинокислоту) применяют для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников.

      Фтористоводородная  кислота растворяет часть силикатного  материала, цементирующего и скелетного веществ пород пласта, поглощенного в процессе бурения или ремонтных работ глинистого материала или цемента, а также материалов, загрязняющих поверхность забоя в виде глинистой или цементной корки.

      Соляная кислота, находящаяся в смеси  с плавиковой, предупреждает образование  в порах пласта геля кремниевой кислоты, а также обеспечивает более полное разложение силикатов.

      По  совокупности результатов исследований оптимальное число составных  частей в глинокислоте следует принимать  содержание HF - от 3 до 5 и содержание НСl - от 8 до 10%.

2.3. Пути повышения эффективности мероприятия

      Соляная кислота. Химическими заводами вырабатывается несколько сортов технической соляной кислоты, различающихся между собой концентрацией НСl и содержанием вредных примесей — железа, серной кислоты и др. Лучшим сортом по этим признакам является синтетическая соляная кислота, имеющая следующие показатели: содержание НСl— не менее 31%; железа — не более 0,02%; серной кислоты — не более 0,005%.

      Все другие сорта технической соляной  кислоты имеют худшие характеристики, и при их применении для обработки скважин требуется принимать меры по нейтрализации действия вредных примесей. Так, при реакции серной кислоты с известняком образуется нерастворимый осадок гипса, который выпадает в пласте и закупоривает его поры. Эта реакция протекает по уравнению

СаСО₃ + H₂SO₄ = CaS0₄ + Н₂О + СО₂

       Если  в растворе соляной кислоты содержатся примеси железа, то последнее выпадает в пористом пространстве пласта в  виде гидрата окиси железа (объемистый мазеобразный осадок бурого цвета).

       Фтористоводородная (плавиковая) кислота. Для обработок скважин применяют техническую плавиковую кислоту с содержанием HF не менее 40%, кремнефтористоводородной кислоты не более 0,4% и серной кислоты не более 0,05%.

       Ингибиторы  коррозии. Растворы соляной кислоты с содержанием НСl, равным 10% и выше, которые обычно применяют при обработках скважин, вызывают сильную коррозию металлического оборудования. Чем выше концентрация НСl в растворе кислоты, тем в большей мере и быстрее происходит коррозионное разрушение металла. При этом помимо причинения прямого ущерба оборудованию скважины, все растворенное в кислоте железо неизбежно выпадает в форме объемистого осадка гидратных соединений окиси железа в поровом пространстве пласта.

       Добавлением специальных реагентов к рабочим растворам соляной кислоты достигается ослабление коррозионной активности соляной кислоты в отношении металла, что обеспечивает удлинение срока службы оборудования и предупреждает выпадение в пласте осадка окиси железа.

     В качестве ингибиторов применяются  следующие реагенты.

     Катапин-А — катионное поверхностно-активное вещество. При дозировке его в количестве 0,025% от общего количества кислотного раствора коррозионная активность последнего снижается в 45 раз. Этот реагент хорошо растворяется в кислотных растворах, а после нейтрализации кислоты каких-либо осадков в порах породы не образуется. Однако катапин-А при высоких температурах в скважине сильно снижает антикоррозионную активность. Поэтому при температуре 80—100°С и более рекомендуется применять другие реагенты.