Применение методов разглинизации для условий пластов Ю1 Варынгского месторождения

Важное значение при  выравнивании профиля приемистости играют неньютоновские свойства кислотного раствора. Общеизвестно, что в ряду ньютоновская жидкость - псевдопластическая жидкость - дилатантная жидкость потокоотклоняющие свойства раствора усиливаются.

В ходе исследований установлено, что  загущенные кислотные растворы на основе полимеров проявляют только свойства псевдопластичной жидкости, т.е. с ростом скорости сдвига кажущаяся вязкость раствора снижается. При этом увеличение концентрации полимера усиливает неньютоновское поведение жидкости, а такие факторы как выдержка раствора, увеличение концентрации соляной кислоты, повышение температуры снижают неньютоновские свойства кислотного раствора.

Загущение кислотного раствора неионогенными поверхностно-активными веществами имеет свои особенности. К первой особенности следует отнести ступенчатый характер снижения скорости растворения СаСОз, т.е. с ростом концентрации НПАВ скорость растворения при общей тенденции к снижению в определенных интервалах концентрации от нее не зависит. Такой характер поведения объясняется зависимостью скорости растворения от адсорбции ПАВ. Известно, что адсорбция НПАВ имеет также ступенчатый, но обратный характер — с ростом концентрации ПАВ адсорбция возрастает, но достигнув некоторого значения от концентрации не зависит. На основе этого можно сделать вывод о том, что скорость растворения СаСО₃ обратно пропорциональна адсорбции НПАВ. Второй особенностью поверхностно-активных кислотных систем является снижение скорости растворения СаСО³ в определенных температурных интервалах при повышении температуры. Так, в случае использования превоцела NG-12 снижение скорости растворения наблюдается в интервале 20-50 °С, в случае ОП-10 — в интервале 50-80 °С. Третьей особенностью указанных систем является отсутствие влияния концентрации соляной кислоты на скорость растворения СаСО₃, что позволяет использовать для обработки пластов высококонцен-трированные солянокислотные растворы. Четвертой особенностью поверхностно-активных кислотных  растворов являются их хорошие нефтеотмывающие свойства в отношении остаточной нефти. Так, использование 10%-х растворов соляной кислоты при концентрации НПАВ, достаточной для загущения раствора, позволяет доотмыть из модели пласта 30-45 % остаточной нефти.

 

Обработка скважин грязевой кислотой.

Грязевой кислотой или  глинокислотой называют смесь соляной (НСl) и плавиковой (HF) кислот. Она применяется для обработки призабойных зон в песчаных коллекторах. Плавиковая кислота, находясь в смеси с соляной, растворяет кварцевый материал и алюмосиликатные соединения, находящиеся в глинистом цементе песчаников и глинистом растворе, причём соляная кислота способствует завершению этой реакции. Для обработки только карбонатных пород грязевая кислота не применяется, ибо один из продуктов реакции — фторид кальция CaF₂ может выпадать в осадок и закупоривать поры и трещины.

Перед обработкой скважин грязевой кислотой почти во всех рекомендуется  проводить CKO, причём оптимальный объём  грязевой кислоты, и оптимальное  время реакции определяются опытным  путём.

1. Плавиковая кислота  взаимодействует с кварцем: 

Si0₂+4HF    2H₂O+SiF₂

2. Образующийся фтористый  кремний (SiF₄) взаимодействует с водой:

3SIF₄+4H₂0          Si(0H)₄+2H₂SiF₆

Кремнефтористоводородная кислота H₂SiF₆ остаётся в растворе, а кремниевая кислота Si (ОН)₄ по мере снижения кислотности раствора может образовывать студнеобразный гель, закупоривающий поры пласта. Для предотвращения этого фтористая кислота употребляется только в смеси с соляной кислотой для удержания кремниевой кислоты в растворе. Рабочий раствор кислоты для воздействия на терригенные коллекторы обычно содержат (8-10) % соляной и (3-4) % плавиковой кислоты.

3. Плавиковая кислота  растворяет алюмосиликаты: 

H₄Al₂Si₂0₉+14HF      2АlF₃+2SiF₄ +9H₂0

Образующийся фтористый алюминий А1F₃  остаётся в растворе, а фтористый кремний далее взаимодействует с водой, образуя кремниевую кислоту.

Взаимодействие HF с зернистым кварцем  протекает чрезвычайно медленно, а с алюмосиликатом Н₄А1₂0₉ происходит быстро, но медленнее, чем взаимодействие НСl с карбонатами. Поэтому обработка терригенных коллекторов смесью НСl и НF целесообразна как для удаления карбонатных цементирующих материалов, так и для растворения глинистых веществ.

Фтористый водород неограниченно  смешивается с водой. Для приготовления  рабочих растворов глинокислоты с заданной концентрацией HF и HCl необходимо точное знание плотности и удельного объема водных растворов этих веществ. При подготовке глинистого раствора в ёмкость подают воду в объеме на 10-20% меньше расчетного, затем заливают весь расчетный объем товарной соляной кислоты и все необходимые добавки. После этого в ёмкость подают расчетный объем технической товарной плавиковой кислоты и доливают воду до расчетного количества. Хранят и транспортируют плавиковую кислоту или ее смеси в эбонитовой или пластмассовой таре в условиях строгого соблюдения норм ТБ.

При первичной обработке  ПЗП терригенных коллекторов  расход рабочего раствора  определяют из расчета 0,3-0,4 м3 на 1 м обрабатываемой толщины пласта. Если коллектор имеет  развитую трещиноватость, этот расход увеличивается до 0,75-1,0 м³/м.

Первые 2-3 м³ подаются в пласт при небольшом задавочном (на устье) давлении, остальная часть -при обычном давлении. Весь расчетный объем раствора закачивают в ПЗП, т.е. в полости скважины остается лишь продавочная жидкость. Время реагирования глинокислоты  достигает 8-12 часов. Для песчаников с незначительной глинистостью концентрация HF должна приближаться к нижнему пределу рекомендованного диапазона (3-5%). При большой глинистости коллектора и высоком содержании алюминосиликатов  концентрацию HF  можно принять близкой к 5%, а HCl - к 10%.

 

Техника и технология проведения СКО 

При проведении простой  кислотной обработки в начальный  период осуществляется тщательная промывка скважины (объём промывочной жидкости составляет порядка двух объёмов  скважины).

В скважину подаётся кислотный раствор необходимой концентрации для кислотной ванны. Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта: от 6 до 18 часов.

После реагирования производится промывка скважины (как правило, обратная), с  целью удаления осадков. Затем на устье скважины приготавливается и закачива- ется через НКТ расчётный объём кислотного раствора со всеми добавками. Закачка осуществляется при открытой задвижке на затрубе. После закачки кислотного раствора без остановки производят закачку продавочной жидкости в объёме НКТ. После этого перекрывается задвижка затрубного пространства и кислотный раствор продавливается в пласт. Новый объём продавочной жидкости равен объёму кислотного раствора. Затем скважину оставляют на реагирование. Время реагирования кислоты с горной породой - 24 часа. После реакции ствол скважины промывают и производят работы по вызову притока и освоению скважины.

Для кислотных обработок  используют специальный насосный агрегат  типа «Азинмаш-30». Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах ЗЦР.

Схема расположения оборудования при солянокислотной обработке  приведена на рисунке  3.

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3. Схема расположения оборудования про СКО

1. Ёмкость для кислотного  раствора 

2. Ёмкость для продавочной  жидкости

3. Насосные агрегаты 

4. Устье скважины 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 5 - Эффект от применения соляно-кислотной обработки по методу Максимова
№скв	Дата	Qнефти	Qв	сумм. Qн	сумм. Qв		нак Qн	нак Qв	Log10(нак Qв)	Конечная точка  прогноза
2067	2001.01	72	302	946	33510		946	33510	4,525	19651,000			5,858
2067	2001.02	47	327	919	30178		1865	63688	4,804
2067	2001.03	30	386	945	31600		2810	95288	4,979
2067	2001.04	31	371	857	31459		3667	126747	5,103
2067	2001.05	36	415	1075	32816		4742	159563	5,203	Снижение воды после МУН ΔQв,т			Вода без  МУН, Qв1	Вода после  МУН, Qв2
2067	2001.06	60	378	1037	28736		5779	188299	5,275	43022			721107	678085
2067	2001.07	14	420	699	23301		6478	211600	5,326
2067	2001.08	12	408	772	29724		7250	241324	5,383	Обв. без МУН, N1			Обв. после МУН, N2	Доп. добыча нефти  ΔQн,т
2067	2001.09	12	396	752	27413		8002	268737	5,429	0,973			0,972	1247
2067	2001.10	18	454	901	26828		8903	295565	5,471
2067	2001.11	9	414	881	25180		9784	320745	5,506	Добыча за 5 мес. После МУН, т
2067	2001.12	14	459	438	24472		10222	345217	5,538	4134
2067	2002.01	13	461	437	24316		10659	369533	5,568
2067	2002.02	13	300	692	26282		11351	395815	5,597
2067	2002.03	12	230	756	27209		12107	423024	5,626
2067	2002.04	15	237	653	25938		12760	448962	5,652
2067	2002.05	26	247	649	29023		13409	477985	5,679
2067	2002.06	21	272	705	25784		14114	503769	5,702
2067	2002.07	18	274	620	25900		14734	529669	5,724
2067	2002.08	18	292	783	25218		15517	554887	5,744
2067	2002.09	6	294	762	23005		16279	577892	5,768
2067	2002.10	10	320	510	21181		16789	599073	5,777
2067	2002.11	56	254	758	19832		17547	618905	5,792
2067	2002.12	59	260	788	20328		18335	639233	5,806
2067	2003.01	58	262	711	20422		19046	659655	5,819
2067	2003.01	7	190	605	18430		19651	678085	5,831
2066	2001.01	285	12511
2066	2001.02	275	11001
2066	2001.03	305	12126
2066	2001.04	228	12174
2066	2001.05	240	12106
2066	2001.06	307	11476
2066	2001.07	197	8335
2066	2001.08	221	10534
2066	2001.09	234	8734
2066	2001.10	262	8438
2066	2001.11	249	7974
2066	2001.12	113	7193
2066	2002.01	112	7122
2066	2002.02	345	8262
2066	2002.03	277	7831
2066	2002.04	244	8093
2066	2002.05	209	9608
2066	2002.06	224	7268
2066	2002.07	165	7505
2066	2002.08	201	7288
2066	2002.09	182	7048
2066	2002.10	174	7307
2066	2002.11	300	6994
2066	2002.12	239	7289
2066	2003.01	204	7307
2066	2003.02	226	6499
868	2001.01	314	13270
868	2001.02	383	12389
868	2001.03	373	12827
868	2001.04	382	12387
868	2001.05	503	13750
868	2001.06	368	10656
868	2001.07	266	9484
868	2001.08	282	12776
868	2001.09	303	13412
868	2001.10	399	13113
868	2001.11	374	12440
868	2001.12	143	12358
868	2002.01	143	12358
868	2002.02	129	11161
868	2002.03	93	12182
868	2002.04	126	10900
868	2002.05	142	12310
868	2002.06	182	11753
868	2002.07	88	11473
868	2002.08	226	11465
868	2002.09	175	9897
868	2002.10	0	7642
868	2002.11	5	6976
868	2002.12	64	6971
868	2003.01	112	6985
868	2003.02	74	6388
850	2001.01	23	679
850	2001.02	8	487
850	2001.03	1	59
850	2001.04	8	440
850	2001.05	0	0
850	2002.01	0	5
850	2002.02	25	621
850	2002.03	18	413
850	2002.04	1	25
850	2002.05	0	8
850	2002.06	3	63
850	2002.07	25	669
850	2002.08	43	789
850	2002.09	33	721
850	2002.10	25	757
850	2002.11	9	646
850	2002.12	27	631
850	2003.01	22	468
850	2003.02	17	426
829	2001.01	27	92
829	2001.02	26	80
829	2001.03	28	99
829	2001.04	24	80
829	2001.05	38	130
829	2001.06	40	122
829	2001.07	33	127
829	2001.08	33	131
829	2001.09	29	116
829	2001.10	3	176
829	2001.11	32	124
829	2001.12	37	125
829	2002.01	22	101
829	2002.02	25	84
829	2002.03	49	144
829	2002.04	50	135
829	2002.05	49	144
829	2002.06	47	157
829	2002.07	54	155
829	2002.08	50	146
829	2002.09	46	139
829	2002.10	53	136
829	2002.11	44	127
829	2002.12	69	114
829	2003.01	53	141
829	2003.02	47	110
864	2001.01	178	6504
864	2001.02	147	5754
864	2001.03	174	5944
864	2001.04	157	5862
864	2001.05	220	6243
864	2001.06	224	5945
864	2001.07	99	4187
864	2001.08	171	5282
864	2001.09	147	4566
864	2001.10	188	4533
864	2001.11	173	4055
864	2001.12	65	3557
864	2002.01	60	3373
864	2002.02	106	5651
864	2002.03	256	5953
864	2002.04	195	5828
864	2002.05	190	6035
864	2002.06	174	5849
864	2002.07	237	5956
864	2002.08	209	5791
864	2002.09	284	5377
864	2002.10	199	5540
864	2002.11	286	5260
864	2002.12	262	5459
864	2003.01	210	5506
864	2003.01	166	5024
814	2001.01	41	8
814	2001.02	26	6
814	2001.03	27	8
814	2001.04	22	5
814	2001.05	32	7
814	2001.06	30	9
814	2001.07	45	10
814	2001.08	31	8
814	2001.09	23	5
814	2001.10	23	7
814	2001.11	33	11
814	2001.12	30	7
814	2002.01	33	8
814	2002.02	31	9
814	2002.03	34	6
814	2002.04	2	0
814	2002.05	0	0
814	2002.06	34	7
814	2002.07	33	12
814	2002.08	31	6
814	2002.09	26	9
814	2002.10	27	8
814	2002.11	20	5
814	2002.12	38	8
814	2003.01	28	7
814	2003.02	33	3
870	2001.01	6	144
870	2001.02	7	134
870	2001.03	7	151
870	2001.04	5	140
870	2001.05	6	165
870	2001.06	8	145
870	2001.07	20	117
870	2001.08	4	172
870	2001.09	3	159
870	2001.10	8	99
870	2001.11	8	99
870	2001.12	11	104
870	2002.01	11	104
870	2002.02	10	94
870	2002.03	10	106
870	2002.04	12	99
870	2002.05	6	48
870	2002.06	1	10
870	2002.07	8	99
870	2002.08	21	138
870	2002.09	17	161
870	2002.10	19	129
870	2002.11	23	136
870	2002.12	19	97
870	2003.01	6	92
870	2003.02	19	89

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Глинистая составляющая коллекторов  нефти оказывает влияние на изменение  их проницаемости для водных растворов, двигающихся разными путями. Молекулы воды могут адсорбироваться на поверхностях глинистых минералов, вследствие чего уменьшатся эффективный размер пор и движение жидкости     затормаживается  из-за  взаимодействия адсорбированной воды    и жидкости. Всем глинистым  минералам свойственно ориентировать молекулы адсорбированной воды, хотя эта способность проявляется  у них различно.   Монтмориллонит  обладает таким свойством особенно высокой степени и имеет наибольшую поверхность,  способную  к  адсорбции.  Катионы,  адсорбированные на поверхностях минерала, определяют в основном толщину пленки адсорбированной воды и характер перехода этого слоя к жидкой  воде.   Кроме того, на образование мощной пленки адсорбированных молекул воды сильно влияют даже небольшие содержания натрия, особенно в том случае, когда присутствуют в основном разбухающие глинистые минералы. Если исходить из теоретических предпосылок, то можно указать еще один путь воздействия глинистых минералов на проницаемость коллекторов, а именно их диспергируемость в воде. Так,   частицы   глинистых   минералов   могут   диспергироваться, и выноситься из места их первоначального залегания вместе с движущейся   жидкостью  и   оседать   где-либо  в   другом   месте.

Отмечается, что в ненарушенных коллекторах частицы глинистых минералов находятся в равновесии с пластовыми водами, которые, минерализованы и содержат натрий. Хорошо известен факт, что присутствие умеренных количеств натрия способствует диспергации глинистых частиц, тогда как большие концентрации натрия и многовалентные катионы способствуют коагуляции глинистых минералов.

Увеличение   концентрации   рассола   или  содержания многовалентных катионов способствует коагуляции и уменьшению  выноса  частиц глинистых  минералов, что  могло бы  повлечь  за   собой   закупорку   пор   и   уменьшение   проницаемости пород. Диспергируемость присуща всем глинистым минералам. Разбухающие глинистые минералы обладают еще одной особенностью: при их диспергации частицы отделяются одна от другой и в свою очередь расщепляются по плоскостям спайности на исключительно тонкие чешуйки. Способность к такому расщеплению зависит от природы адсорбированных катионов.

Глинистые минералы могут  адсорбировать органические вещества, особенно полярные углеводороды, видимо, не адсорбируются глинистыми минералами, хотя рассматривается, что после адсорбции ионных и полярных молекул органических веществ глинистые минералы могут взаимодействовать с углеводородами. Небольшие количества таких органических соединений могут сильно влиять на фиксацию углеводородов в коллекторах. Так, небольшие количества различных органических молекул, пластовых вод, добавленные к нагнетаемым водам, могут способствовать освобождению углеводородов из коллекторов. Кроме того, среди органических веществ можно выделить вещества, способствующие диспергации или коагуляции частиц глинистых минералов.

На основании рассмотренного материала можно сделать следующие выводы:

1. По общепринятой терминологии к глинистым породам относят коллектора с содержанием глинистого материала (Кгл) более 5%.
2. Проведенный анализ механизма набухания глин при контакте их с водой выявил основные регуляторы этого процесса, главным из которых является минеральный состав закачиваемой воды.
3. Выявлен, что коэффициент вытеснения нефти определяется изменением пористости и фазовых проницаемостей. Существует возможность регулирования этих эффектов путем подбора состава закачиваемой воды.
4. В зависимости от количества глинистого цемента наибольшая проницаемость наблюдается у пород с пленочным и контактным типом цемента, тогда как базальный и поровый типы цемента делают породу практически непроницаемой для воды.
5. Анализ показал возможность и пути регулирования процесса набухания глинистого цемента щелочными растворами. При этом необходимо учитывать конкретные геолого-промысловые условия, так как их несоблюдение может привести к необратимым последствиям. Например, использование концентрированных (30-50 %) растворов гидроксида натрия при значительной выдержке в пласте хотя и не изменяет значительно проницаемость образцов, однако способствует их разрушению (образцы горной породы превращались в модель спрессованного песка). Эти опыты подтвердили, что при щелочном воздействии в первую очередь происходит разрушение глинистого цемента и только затем растворение силикатов.
6. Анализ возможности применения полимерных растворов на основе ПАА в глиносодержащих коллекторах показал, что в них сорбция полимера значительно выше, чем в чистом песчанике, что требует дальнейшего изучения возможной эффективности полимерного воздействия.
7. Как показала практика разглинизации, в основном, применялось кислотное растворение глинистых частиц. Для этого применялась как плавиковая, так и соляная кислоты в совокупности с добавлением к ним  различных химреагентов. К выбору кислоты и ее оптимальной концентрации для обработки призабойной зоны сильно заглинизированного     коллектора необходимо подходить комплексно,  чтобы не ухудшить фильтрационно-емкостные свойства пласта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Хавкин А.Я., Ковалев  А.Г., Ступоченко В.Е. и др. “Особенности  разработки нефтяных месторождений  с глиносодержащими коллекторами ”.-М.:ВНИИОЭНГ,1990.