Автор: Пользователь скрыл имя, 19 Марта 2012 в 11:09, лекция
. Третичные методы увеличения нефтеотдачи:
Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);
Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки – скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения.
В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. Слои, зоны и участки малой проницаемости, насыщенные нефтью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скорости распространения давления в них значительно ниже, чем в высокопроницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возникают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефтенасыщенных – ниже.
При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отрицательные перепады давления: в нефтенасыщенных зонах давление выше, а в заводненных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном пласте.
Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.
3.5. Методы увеличения дебита скважин |
Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин (Рис. 10). Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу. Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины. Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость. Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону. Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта. |
|
| Применением таких методов можно достичь заметной интенсификации фильтрационных процессов в пластах и повышения их нефтеотдачи в широком диапазоне амплитудно-частотной характеристики режимов воздействия. При этом положительный эффект волнового воздействия обнаруживается как в непосредственно обрабатываемой скважине, так и в отдельных случаях, при соответствующих режимах обработки проявляется в скважинах, отстоящих от источника импульсов давления на сотни и более метров. То есть при волновой обработке пластов принципиально можно реализовать механизмы как локального, так и дальнего площадного воздействия. Все вышеперечисленные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов. Так по России КИН тепловых методов составляет 15–30%, газовых методов – 5–15%, химических методов – 25–35%, физических методов – 9–12%, гидродинамических методов – 7–15% (Рис. 11). | ||
5. Опыт применения МУН в мире | |||
Мировое потребление нефти постоянно увеличивается: за последние 20 лет средний рост составил 1,45% в год. Несмотря на то, что были годы, когда добыча нефти падала, общая тенденция увеличения добычи сохраняется.
Добыча нефти в мире за февраль 2010 года | ||||||||||||||||||||||
Таблица 1 | ||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
Добыча нефти за счет МУН в 2008 году | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Таблица 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Кислотная обработка скважин - эффективный метод очистки продуктивного пласта от продуктов загрязнения, попавших или образовавшихся в призабойной зоне в процессе вскрытия бурением, цементажа обсадной колонны или при эксплуатации скважины. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Существует множество технологических вариантов проведения кислотной обработки: начиная от небольших кислотных ванн и до объемных кислотных обработок с использованием потокоотклоняющих технологий. Современные кислотные композиции, кроме собственно соляной или глино-кислоты, содержат целый «букет» компонентов (выполняющих различные функции), в том числе добавки поверхностно-активных веществ (ПАВ), обеспечивающих более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции. «Как известно, при контакте кислоты и нефти происходит образование стойких нефтекислотных эмульсий, негативно влияющих на проницаемость ПЗП, а значит, и эффективность кислотной стимуляции, - полагает Анатолий Шипилов, технический директор ЗАО «Полиэкс» (Пермь). - Стойкость эмульсии зависит от ряда факторов, среди которых определяющим является наличие в компонентах эмульсии ПАВ-эмульгаторов. Это могут быть как природные соединения, находящиеся в нефти, так и соединения техногенного характера, и, в первую очередь, ингибиторы кислотной коррозии». Отсюда, в частности, вытекает задача правильного (гармоничного) составления кислотной композиции для эффективной обработки пласта. СИН32 (ООО «Синергия-Н») Технологически закачка кислоты в скважину выглядит следующим образом: колонну НКТ спускают до забоя и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают расчетное количество соляной кислоты с добавками ПАВ, или специальную кислотную композицию, а затем без остановки продавочную жидкость. После ее закачивания в объеме, равном объему НКТ, закрывают задвижки в НКТ и выкиде затрубного пространства. По истечении расчетного времени реагирования скважину промывают через затрубное пространство водой (обратная промывка) или нефтью через НКТ (прямая промывка). В нефтяных добывающих скважинах при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть. Динамические обработки проводятся аналогично, но без выдержки кислоты на реакцию. После кислотной ванны можно провести «простую обработку» - закачать кислоту в пласт под давлением. Нужная концентрация (6-12%) достигается разбавлением товарных форм кислоты водой. При первичных обработках рекомендуется давление кислоты 8-12 МПа. При последующих желательна максимально возможная скорость продвижения кислоты по пласту, при наиболее полном охвате пласта и недопущении его разрыва. Долой ионы железа Соляная кислота HCl – водный раствор хлористого водорода, прозрачная бесцветная или желтоватая, негорючая жидкость, дымится на воздухе. Массовая доля HCl в растворе: марка А – не менее 35%, марка Б – не менее 31,5%, ингибированная – 22-24%. Перевозится в специальных гуммированных ж/д цистернах, полиэтиленовых или стальных бочках (канистрах), неограниченно хранится в них же или герметичных резервуарах из стойких материалов. Синтетическую соляную кислоту получают абсорбцией водой хлористого водорода, образующегося при взаимодействии электролитического хлора и водорода. «Эффективность кислотной стимуляции нефтяных скважин существенным образом зависит от качества применяемой соляной кислоты, - считает Анатолий Шипилов. - Присутствие в ней даже незначительного количества ионов железа и других примесей приводит к резкому снижению эффективности кислотной обработки ПЗП и существенному снижению планируемого прироста добычи углеводородов с обработанной скважины. Также повышенное содержание ионов железа ведет к необходимости использовать ингибиторы коррозии в высоких концентрациях. АНЦ-32/50 (ОАО «Первомайскхиммаш») Для производства ингибированной соляной кислоты зачастую используют абгазную соляную кислоту, являющуюся отходом химических производств, и ингибитор солянокислотной коррозии. Повышенное содержание железа в абгазных кислотах имеет существенные негативные последствия для нефтедобытчиков, так как оно всегда приводит к образованию гидроокиси железа после истощения кислоты и, как следствие, к кольматации и снижению проницаемости ПЗП. Ингибитор коррозии в высоких концентрациях также ведет к образованию стабильных нефтекислотных эмульсий и кольматации ПЗП - так, увеличение содержания трехвалентного железа в отработанной до 0,25% кислоте снижает проницаемость керна до 20 раз. Проницаемость не снижается только при содержании железа в отработанной кислоте менее 0,00005%. Другой негативный момент присутствия в соляной кислоте ионов железа - повышенный расход ингибитора для снижения скорости коррозии. Наиболее эффективный вариант кислотной стимуляции нефтяных скважин - использование соляной кислоты с минимальным содержанием ионов железа (менее 0,0001%) либо ингибированной с использованием ингибиторов с низким межфазным натяжением». | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1.Солянокислотная обработка скважин.
Солянокислотная обработка скважин – это воздействие соляной кислоты на материал пласта. В основном продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта, либо из песчаного (SiO2), либо представлены известняками или долонитами (CaCO3 – основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - в песчаных пластах она бесполезна. Возможно использование HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известняками
CaCO3+2HCl = CaCl2+CO2 +H2O
Было твёрдое вещество (CaCO3) из него получиили растворимую в воде соль (CaCl2), образовавшийся углекислый газ и вода. В результате увеличивается пористость и проницаемость призабойной зоны.
При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.
Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.
При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш-30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе
2.Насосный агрегат
3.Резервуар для нефти
4.Резервуар для
соляно кислотного
раствора
Лучший сорт кислоты – соляная синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникола ПБ-5 катапинов вида A и K для предупреждения коррозии метала; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов для облегчения удаления продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины.
Солянокислотную обработку в любом варианте применяют для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую ванну (смесь плавиковой кислоты с соляной). Вначале целью удаления цементной и глинистой корки делают соляно кислотную ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10-15% -ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают её определённое время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу.
При соляно кислотной обработке скважин используются следующие агрегаты:
АНЦ 32/50
Агрегат для кислотной обработки собран на базе Урал-55571-1121-40.
Агрегат предназначен для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при солянокислотной обработке призабойной зоны скважин.Установка насосная кислотная УНК- 16/5 предназначена для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной обработке призабойной зоны нефтяных и газовых скважин. Насосная установка монтируется на шасси автомобилей КрАЗ 65101-100 и Урал 4320-1912-30, и включает в себя насос высокого давления, трансмиссию, цистерну, манифольд, вспомогательный трубопровод и другое оборудование.
В настоящее время технологии по обработке скважин соляной кислотой продолжают совершенствоваться. Например, используются солянокислотные обработки с использованием Нефтенола К.
Соляная кислота с добавлением Нефтенола К позволяет более глубоко воздействовать на пласт, что увеличивает эффективность обработок. Особенностью НЕФТЕНОЛа К является его инертность к ингибиторам коррозии, содержащимся в соляной кислоте. Вследствие этого, с одной стороны, ПАВ-солянокислый состав по своим коррозионным свойствам не отличается в худшую сторону от соляной кислоты, что как правило имеет место при использовании большинства известных ПАВ.
С другой стороны, рабочий раствор имеет очень сильную проникающую способность и пролонгированный период активного воздействия за счет низкого поверхностного натяжения. Опытные солянокислотные обработки с применением Нефтенола К на месторождениях ЗАО «СП «Нафта-Ульяновск» показали высокую эффективность: прирост добычи нефти составляет в среднем около 5 м3/сут.
В настоящее время солянокислотные обработки с использованием НЕФТЕНОЛа К приняты к широкомасштабному промышленному внедрению на месторождениях данного предприятия.
Однако в настоящее время всё больше используются новые, более прогрессивные методы воздействия на пласт – использование серной кислоты, использование алюмосодержащей композицией с добавлением соляной кислоты (радиусы зоны обработки возрастают по сравнению с солянокислотными обработками в 4 - 10 раз).
2.Защита оборудования от коррозии
Механизм защитного действия ингибиторов заключается либо в образовании на поверхности металлов защитных плёнок, либо в подавлении электродных реакций, протекающих в процессе электрохимической коррозии.
К ингибиторам коррозии в нефтяной и газовой промышленности предъявляются следующие требования:
Не токсичность;
Взрыво- и пожаробезопасность;
Небольшая стоимость;
Отсутствие отрицательного влияния на основной технологический процесс и др.
Эффект от применения ингибиторов характеризует параметр называемый степенью защиты, численно равный отношению уменьшения скорости коррозии к её первоначальной величине.
Различают однократную и регулярную обработки промысловых объектов ингибиторами. При регулярной обработке ингибиторы вводятся в коррозионно-активную среду с помощью дозирующих устройств: в газе – распыливаются форсунками, в жидкость – вводятся в виде растворов. При этом ингибиторы бывают водорастворимые и углеводородорастворимые – действующие только соответственно в воде и в жидком углеводороде.
Применение ингибиторов – один из универсальных, технологически и экономически целесообразных методов защиты металлов от коррозии. При небольших капитальных затратах замедляется коррозионное разрушение конструкций, даже если они длительное время находились в эксплуатации. Положительной отличительной чертой применения ингибиторов является также то, что их введение в любой точке технологического процесса оказывает защитное действие и на оборудование технологических этапов.
Литература:
1.Элияшевский - “Технология добычи нефти и газа”
2.Коршак - “Основа нефтяного дела”
3.Коротаев, Гиматудинов - “Разработка нефтяных и газовых месторождений”
Кислотная обработка
Впервые кислоту использовали для воздействия на пласт в 1895 г. Кислота, закачиваемая в микроскопические протоки пласта горной породы, растворяет ее и таким образом увеличивает проходы. Это улучшает приток коллекторных жидкостей к скважине. Хотя при этом удавалось добиться значительного увеличения объемов добычи, но оказалось, что кислотные растворы вызывают чрезвычайно сильную коррозию скважинного оборудования, и этот метод был забыт.
Разработка в 1932 г. химических ингибиторов, позволяющих растворам кислот избирательно вступать в реакцию с породой, не поражая скважинного оборудования, возродила интерес к кислотной обработке скважин. Благодаря отличным результатам, полученным с помощью улучшенной кислотной методики воздействия, применение этой технологии расширилось, и в настоящее время она является одной из стандартных методик заканчивания и восстановления скважин.
Наиболее часто для кислотной обработки используется соляная кислота, так как она недорога и не оставляет нерастворимых продуктов реакции. Соляная кислота содержит около 32% по массе газообразного хлористого водорода. Кислоту хранят в складских резервуарах и разбавляют до нужной концентрации (обычно около 15%) перед применением.
Когда соляная кислота закачивается в известковый пласт, происходит химическая реакция. Скорость реакции во время кислотной обработки пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению. Но так как для возвращения высоковязких растворов отработанной кислоты из пор в пласте требуется существенное давление, концентрации выше 15% редко применяются для кислотной обработки.
В полевых условиях концентрацию кислоты можно определить с помощью либо ареометра, либо полевого набора для титрования. Точность ареометрических измерений зависит от аккуратности их проведения и от методики, используемой инженером. Во время измерений ареометр и стеклянный цилиндр должны быть чистыми, чтобы ни грязь, ни нефть не оставались на движущихся частях. Температуру образца кислоты надо довести до 15°С.
Предварительные испытания
При кислотной обработке следует оценить несколько характеристик, поэтому испытания так важны. Керны или обломки выбуренной породы дают сведения о пористости, проницаемости и насыщенности пласта водой и нефтью. Образец сырой нефти из пласта можно также проверить на склонность к эмульгированию. Если сырая нефть образует эмульсии либо со свежей, либо с отработанной кислотой, следует добавлять соответствующие деэмуль-гаторы.
Другой важный фактор — выяснение способности к набуханию силикатных компонентов пород пласта. В некоторых случаях частицы глин и бентонитов могут увеличиваться в размерах в несколько раз под действием кислотных растворов. Эти увеличившиеся частицы способны заблокировать микроскопические протоки в коллекторе или, что еще хуже, уменьшить размер протоков по сравнению с начальным. Таким образом, если проверка показывает, что образец породы имеет склонность к набуханию, необходимы дополнительные средства контроля силикатов для предохранения от набухания и вызываемого им повреждения.
Оборудование для кислотной обработки
Для кислотной обработки нефтяных и газовых скважин разработано специальное транспортное и насосное оборудование. Растворы кислоты перевозят на промысел в автоцистернах емкостью от 500 до 3500 гал. (2—13 м3). Химические добавки замешиваются в кислоту во время заправки цистерны.
Насосы, установленные на грузовых автомобилях, используются для подачи кислоты через скважину в продуктивный пласт (рис. 13.1). Бензиновые или дизельные моторы насосов могут развивать гидравлическую мощность до 1000 л.с. Эти большие мощности необходимы, для того чтобы заставить кислоту проникать в поры породы против естественного давления в пласте.
Методики обработки
Два основных типа кислотной обработки — неконтролируемый, или неизбирательный, метод и контролируемый, или избирательный, метод. При неконтролируемой обработке вниз по обсадной колонне сначала закачивается раствор кислоты, затем достаточное количество жидкости, чтобы вытеснить кислоту в пласт. Этот метод может осуществляться с насосно-компрессорной колонной или без нее и наиболее применим в скважинах с одной продуктивной зоной, в нагнетательных скважинах или скважинах для утилизации рассола, в газовых скважинах низкого давления или низкопродуктивных скважинах. Его достоинства — экономия времени и средств, а также легкое удаление продуктов реакции из продуктивного пласта. Недостатком метода является отсутствие контроля над тем, куда направится кислота. Жидкость для воздействия на пласт может быть потеряна на непродуктивной зоне.
Методика обработки приведена ниже:
• удалить жидкость из скважины свабированием (порш-неванием) или тартанием (откачиванием);
• закачать кислоту в скважину; если жидкость не была удалена, ее следует нагнетать в пласт перед кислотой;
• вслед за кислотой подать достаточное количество вытесняющей жидкости, чтобы заставить всю кислоту проникнуть в пласт; давление, создаваемое для нагнетания кислоты в пласт, определяется мощностью и производительностью наземных насосов;
• по истечении времени, достаточного для окончания реакции, удалить отработанную кислоту, содержащую продукты реакции, свабированием, тартанием, откачиванием насосом или, если забойное давление достаточно велико, фонтанированием из скважины.
В случае водонагнетательных скважин часто достаточно просто возобновить нагнетание, чтобы заставить отработанную кислоту перейти из призабойной зоны в пласт. Это не помешает дальнейшей эксплуатации. При обычной контролируемой кислотной обработке насосно-компрессорная колонна должна оставаться в скважине и должна существовать возможность заполнения скважины жидкостью. Насосно-компрессорная колонна устанавливается ниже продуктивной зоны. Сначала скважина заполняется нефтью, затем поступает кислота в количестве, достаточном для вытеснения нефти из насосно-компрессорной колонны, включая кольцевой объем над продуктивной толщей. Как только кислота оказывается на уровне продуктивного пласта, выход обсадной колонны перекрывается. Кислота закачивается по насосно-компрессорной колонне и продавливается в пласт. За ней следует достаточное количество вытесняющей жидкости для очистки насосно-компрессорной колонны и ствола скважины.
Другой вид контролируемой обработки — покерный метод. В этом случае в насосно-компрессорную колонну непосредственно над зоной, подлежащей кислотной обработке, вводится пакер (расширяющаяся пробка). Скважина заполняется нефтью, после чего кислота закачивается по насосно-компрессорной колонне и локализуется на уровне продуктивной зоны. Затем пакер устанавливается, не позволяя кислоте перемещаться вверх по кольцевому зазору. Иногда сначала устанавливается пакер, а нефть удаляется из насосно-компрессорной колонны свабированием, после этого кислота прокачивается вниз. В некоторых случаях кислота прокачивается в насосно-компрессорную колонну, вытесняя перед собой нефть в пласт.
Преимущество пакерного метода заключается в том, что кислота запирается в участке пласта ниже пакера. Это предотвращает ее попадание в непродуктивные зоны выше по стволу скважины. При необходимости в кольцевой зазор может подаваться нефть для снижения перепада давлений на разных сторонах пакера и предотвращения его срыва.
Другие распространенные виды контролируемой обработки: метод селективных электродов, методика радиоактивных меток, комбинированные методы, а также применение шаровых уплотнителей и временных пластоза-купоривающих материалов. Все эти методы имеют свои достоинства и недостатки и подлежат тщательному анализу перед применением.
В целом достоинство селективной кислотной обработки состоит в том, что максимальное положительное действие кислоты достигается посредством ее попадания только в заданный участок. Помимо того что кислота не поступает в непродуктивные зоны, она может направляться на менее проницаемые участки, в которые в ином случае не попадет. Кроме того, кислота может быть отведена от любых известных обводненных зон, на которые обработка не сможет повлиять благотворно.
Недостатки селективной кислотной обработки заключаются в ее более высокой стоимости, сложности проведения и (в некоторых случаях) увеличении времени, необходимого для прочистки скважины после обработки.
Ступенчатая кислотная обработка
Ступенчатую кислотную обработку используют для плотных известняков. Скважину обрабатывают в две или несколько раздельных стадий, а не в одну общую. Это позволяет выполнить работу при более низких давлениях, чем при одной большой обработке. Обычно кислоты свабируют из скважины в промежутке между стадиями для предотвращения продавливания отработанной кислоты в глубину пласта. Иногда ступенчатая обработка применяется в известняковых пластах, где существует вероятность прорыва в обводненную зону. Это позволяет прекратить обработку при первых признаках воды. Отработанная кислота проверяется на наличие воды после каждой стадии.
Другая область применения — это очистка загрязненной приствольной зоны после одностадийной кислотной обработки. При этом облегчается более глубокое проникновение в пласт при более низких давлениях на более поздних стадиях. Если пласт содержит мелкий нерастворимый песок или частицы кремнистого сланца, способные вызвать засорение, при обычной обработке часто происходит резкое увеличение давления. В случае засорения кислота должна быть выкачана из насосно-компрессорной колонны и хорошо очищена перед продолжением обработки. Ступенчатая обработка облегчает эту задачу, потому что свежая кислота на каждой последующей стадии может проникать в пласт при более низких давлениях с более высокой скоростью.
Этот вид воздействия на ПЗС заключается в обработке забоя скважины горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами (МЛ-1, МА-1 п др.) в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор НСL. При этом происходит следующая реакция.
Хлористый магний (MgCL2) остается в растворе.
При взаимодействии 73 г чистой НСL с 24,3 г Mg происходит полная нейтрализация раствора, при которой выделяется 461,38 кДж тепловой энергии. Легко подсчитать, что при взаимодействии 1000 г магния выделится 18987 кДж теплоты.
Для растворения 1 кг Mg потребуется 18,61 л 15%-ного раствора НСL.
Необходимое количество 15%-ной соляной кислоты для получения различных температур раствора (на 1 кг Mg) приведено ниже.
Таблица 5.2
Количество НСL, л | 50 | 60 | 70 | 80 | 100 |
Температура раствора, °С | 120 | 100 | 85 | 75 | 60 |
Остаточная концентрация НСL, % | 9,6 | 10,5 | 11 | 11,4 | 12,2 |
Из уравнения баланса теплоты
Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку. [6]
Термокислотную обработку скважин в настоящее время проводят с применением пруткового или гранулированного магния по двум технологическим процессам: с проведением реакция магния с кислотным раствором против продуктивного пласта в специальном термореакторе и с проведением реакции магния с кислотным раствором в трещинах призабойной зоны пласта. [7]
На этом основан процесс термокислотной обработки скважин, состоящий из двух фаз: 1) обработка ствола и призабойной зоны горячей кислотой для интенсивного растворения породы с образованием максимального количества мест возможного проникновения кислоты в пласт в интервале обработки; 2) прокачка холодной кислоты, как и при обычных кислотных обработках, для дальнейшего разъедания породы с образованием сети разветвленных в глубь пласта каналов. [8]
По такой же технологии проводят импульсные термокислотные обработки скважин. [9]
Указанное снижение концентрации производится при термокислотной обработке скважин, когда после предварительного подогрева забойной зоны закачивают кислотный раствор в пласт. [10]
Действие магния на забой скважины известно из термокислотной обработки скважин, при этом температурное действие магния ограничено и оно распространяется недалеко от стенки скважины. Температура при химической реакции между соляной кислотой и магнием расходуется на непроизводительные работы: на нагревание эксплуатационной колонны и цементного кольца. В результате снижается коэффициент полезного действия термокислотной обработки. [11]
При реакции кислотного раствора с магнием выделяется большое количество тепла, в результате чего происходит нагрев забоя скважины и призабойяой зоны пласта. Вследствие этого парафиносмолистые вещества расплавляются в пршабойной зоне пласта и создаются лучшие условия для контакта растворимых включений пород пласта и продуктов коррозии с горячим кислотным раствором. В настоящее время он практически не используется в связи с появлением гранулированного или порошкового магния и из-за следующих присущих ему недостатков: 1) потери значительной части активного металлического магния в результате интенсивной реакции гидролиза в процессе спуска загруженного термореактора в обводненную нефтяную скважину или в нагнетательную скважину; 2) необходимости дополнительного проведения трудоемких спуско-подъемных операций; 3) возможности разрушения нижней части колонны насосно-компрес-сорных труб и обсадных труб прифилътровой части скважины из-за интенсивной кислотной коррозии в условиях высоких температур; 4) изготовления специальных магниевых прутков и стержней для термокислотной обработки скважин в условиях промысловых мастерских путем выпиливания из слитков магния, поступающих на промыслы с заводов. [12]
Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплу атации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов: кислотной обработки скважин; гидравлического разрыва пласта; термокислотной обработки скважин; термохимической обработки скважин. [13]