Физико-Химические методы увеличения нефтеотдачи пласта

При установлении кислотной ванны  в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений отработанный раствор  кислоты и продукты реакции удаляют  газовым потоком путем открытия задвижки на устье скважины. Примерная схема обвязки оборудования при установлении кислотной ванны приведена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 -Примерная схема обвязки  наземного оборудования при установлении кислотной ванны:

1 — кислотовоз;

2 — установка насосная;

3 — скважина;

4 — резервуар.

Простые кислотные обработки применяются  наиболее часто для растворения  привнесенных в пласт загрязняющих материалов, а также для увеличения размеров поровых каналов за счет растворения карбонатной породы.

В скважинах с низким пластовым  давлением, в которых трудно восстановить циркуляцию жидкости при промывке, забой очищают желонкой.

В водонагнетательных скважинах в качестве продавочной и промывочной жидкостей используют воду.

Концентрацию рабочего раствора кислоты  считают равной 15-20%. Объемы раствора кислоты для простых обработок  в расчете на 1 м толщины открытого  ствола или интервала перфорации зависят от проницаемости пород.

Простые кислотные обработки пластов  песчаников и алевролитов предназначены  для растворения продуктов коррозии (в водонагнетательных скважинах) и кальцитовых отложений (в нефтедобывающих скважинах). Кальцит выделяется из пластовых вод при эксплуатации скважин и откладывается в трубах, на фильтре (в интервале перфорации), забое, иногда и в призабойной зоне. Простые кислотные обработки применяются также для растворения карбонатов в терригенной породе, когда их содержание составляет 25% и более.

Подготовка скважины к проведению простой кислотной обработки  заключается в тщательной очистке  забоя и стенок скважины.

Если простая кислотная обработка  проводится после кислотной ванны, то для подготовки скважины достаточно промыть забойную пробку с использованием растворов ПАВ или нефти.

Для очистки забоя скважины от больших  уплотненных забойных пробок из карбонатных  пород и глинистых материалов можно использовать промывку с помощью  сильной струи раствора кислоты. Для этого в скважину на НКТ  спускают наконечник с соплами с  направлением струи вниз. На устье  к НКТ подсоединяется грязевый шланг. Благодаря этому во время закачивания  раствора кислоты НКТ постепенно допускают до забоя.

Подготовка водонагнетательных скважин сводится к свабированию (гидросвабированию) с последующей прямой и обратной промывкой (свабирование — вид поршневания с помощью специального поршня (сваба), состоящего из нескольких резиновых манжет, клапана и перфорированного патрубка и спускаемого в скважину на стальном канате диаметром 16 или 19 мм). Для этого в скважину спускают НКТ с проверкой каждой трубы шаблоном. Поршень (сваб) спускают под уровень жидкости в НКТ на 75—150 м.

Перед проведением простой кислотной  обработки в скважине проводят исследования с целью определения ее продуктивности, то есть дебита на 1 МПа депрессии  на пласт. Для этого определяют статический  и динамический уровни, пластовое  и забойное давление.

Технология простой кислотной  обработки заключается в следующем (рис. 3.3).

В нефтяную добывающую скважину через  НКТ закачивают нефть, в водонагнетательную — воду до устойчивого переливания через отвод за-трубного пространства (рис. 3.3 а).

При открытом затрубном пространстве вслед за нефтью или водой в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от нижнего конца НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервала перфорации (рис. 3.3 б).

Рисунок 3.3-Технологические схема  проведения простой кислотной обработки:

1—вода;

2—кислота;

3—продавочная жидкость.

Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем — продавочную жидкость (рис. 3.3.2, в). После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование (рис. 3.3 г).

Если планом работ предусматривается  оставление раствора кислоты для  реагирования с поверхностью карбонатных  пород в открытом стволе, то количество продавочной жидкости берут равным объему спущенных в скважину НКТ. Если планируется задавливание всего раствора кислоты в пласт, то количество продавочной жидкости берут равным объему НКТ и затрубного пространства в интервале обработки (рис. 3.3 г).

При обработке обсаженных скважин  рекомендуется задавливание всего раствора кислоты в пласт без оставления его в обсадной колонне.

При первичных обработках для более  полного охвата всей толщины пласта рекомендуемое давление продавливания  раствора кислоты составляет 8—10 МПа. При последующих обработках стремятся  к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты  по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения его  от ствола скважины в породу. Скорость продавливания увеличивают, повышая  давления нагнетания насосной установки.

При обработке малопроницаемых  карбонатных пород рекомендуют  несколько ограничить скорость продавливания  раствора кислоты для более полного  охвата толщины обрабатываемого  пласта и исключения его разрыва.

Ориентировочно рекомендуют следующие  сроки выдерживания растворов кислоты  на забое скважины: при оставлении раствора кислоты в открытом стволе от 8—12 до 24 ч в зависимости от степени предварительной очистки  поверхности ствола и забоя и  проведения после нее кислотной  ванны; если весь раствор кислоты  продавливается в пласт, то до 2 ч  при температуре на забое 15—30°С и 1 —1,5 ч при температуре на забое 30—60° С; при более высоких температурах выдерживание не рекомендуют.

Рисунок 3.4-Применяемая схема обвязки  наземного оборудования при простой  кислотной обработке:

1—резервуары для раствора кислоты;

2—установка насосная;

3—скважина;

4—резервуар с продавочной жидкостью.

В водонагнетательных скважинах по истечении времени реагирования производят прямую и обратную промывки забоя для удаления продуктов реакции.

При обработке карбонатных пород, когда продавочный жидкостью является нефть, после очистки забоя скважину сразу вводят в эксплуатацию.

При обработке карбонизированных  песчаников, когда продавочной жидкостью является вода, рекомендуют удалять ее из НКТ одним из эффективных в конкретных условиях способов, например, применением пенных систем.

В поглощающих скважинах, в которых  невозможно добиться циркуляции жидкости при промывке, наилучшие результаты могут быть достигнуты с применением  ПКО.

Примерная схема обвязки оборудования при простых кислотных обработках приведена на рисунке 3.4. В этой схеме  использование емкостей вместо кислотовоза обусловлено большим объемом раствора кислоты.

Кислотные обработки под давлением  предназначены в основном для  воздействия на малопроницаемые  интервалы пласта. Для этого предварительно ограничивают приемистость высокопроницаемых  интервалов путем закачивания высоковязкой эмульсии типа «кислота в нефти». Кроме  того, полезную работу выполняет и  кислота, входящая в состав эмульсии. Нейтрализация этой кислоты происходит намного медленнее, чем нейтрализация  чистого раствора кислоты. За счет этого  обеспечивается более глубокая обработка  кислотой высокопроницаемых интервалов. Исключения поглощения раствора кислоты  высокопроницаемыми интервалами можно  добиться и с помощью пакера типа ПРС.

Кислотные обработки под давлением  увеличивают охват толщины продуктивного  пласта воздействием раствора кислоты  и применяются в нефтяных добывающих, водонагнетательных и газовых скважинах как с открытым забоем, так и обсаженных.

При применении этого вида кислотной  обработки должны приниматься меры по предотвращению, образования каналов  связи с соседним водоносным пластом. Для этого необходимо правильно  обосновать величину давления задавливания раствора кислоты в пласт.

Рисунок 3.5- Примерная схема обвязки  наземного оборудования при кислотной  обработке под давлением:

1 — передвижная емкость для  кислоты;

2 — стационарная емкость для  кислоты;

3 — емкость для нефти;

4 — цементировочный агрегат;

5 — установка насосная УНЦ-160Х  50 К. (АзИНМАШ-ЗОА);

6 — бункеры;

7 — основной насос;

8 — водяной насос;

9 — резервуар;

10 — насос;

11 — скважина.

 

При термокислотной обработке продуктивный пласт подвергается воздействию  дважды в одном технологическом  процессе: сначала ТХВ, а затем  простой кислотной обработке  или обработке под давлением.

Термохимическое воздействие (ТХВ) —  воздействие на забой и призабойную зону пласта горячей кислотой, получаемой за счет выделения тепла при реакции между кислотой и магнием.

Термокислотные обработки предназначаются  для растворения парафиновых  и асфальто-смолистых отложений, для образования каналов растворения в доломитах, для интенсивного растворения загрязняющих материалов в скважинах после окончания бурения, для очистки фильтра водонагнетательных скважин от продуктов коррозии и других загрязняющих материалов, трудно растворимых в холодной соляной кислоте и др.

Термогазохимическое воздействие - сущность термогазохимического воздействия (ТГХВ) заключается в создании высокого кратковременного давления в результате горения порохового заряда в жидкой среде. Под действием давления пороховых газов скважинная жидкость задавливается в пласт, расширяя естественные и создавая новые трещины.

Пенокислотные обработки применяют  для воздействия на продуктивные пласты, сложенные карбонатными породами, также на песчаники с высоким  содержанием карбонатного цемента.

 

Рисунок 3.6—Схема обвязки оборудования при пенокислотой обработке:

1—компрессор;

2— обратный клапан:

3— аэратор;

4—установка насосная (кислотный агрегат);

5— скважина;

6 — глубинный насос.

Пены — пузырьки газа или воздуха  в жидкости, разделенные тонкими  прослойками (пленками) этой же жидкости. Для получения пены кроме газа и жидкости нужно присутствие  еще одного вещества — пенообразователя (ПАВ).

Гидроимпульсные кислотные обработки служат для создания гидравлических импульсов (гидроимпульсов) в призабойной зоне пласта заключается в периодическом закачивании в скважину через НКТ жидкости под большим давлением и быстром «сбрасывании» давления через затрубное пространство (разрядка скважины). Величина создаваемого давления не должна превышать допустимой его величины для данной обсадной колонны.

При закачивании жидкости в призабойной  зоне пласта раскрываются имеющиеся  или образуются новые трещины. При  «сбрасывании» давления происходит приток жидкости из трещины в ствол  скважины с большой скоростью. С  этой жидкостью из призабойной зоны выносятся привнесенные туда загрязняющие материалы.

Кислотоструйная обработка — воздействие на забой и стенки ствола скважины струей раствора кислоты, выходящей с большой скоростью из конусной насадки. Приспособление, с помощью которого осуществляют кислотоструйную обработку, называется гидромонитором.

Основным назначением кислотоструйных обработок является очистка стенок ствола скважины и забоя от цементной и глинистой корок, образование новых каналов растворения в карбонатной породе. Поэтому кислотоструйные обработки в основном применяются в скважинах с открытым стволом.

Обработки глинокислотой — предназначена для воздействие на песчаники или песчано-глинистые породы, а также на глинистую корку. Основное условие применения— отсутствие или минимальное содержание (до 0,5%) карбонатов в породе.

Количество глинокислоты подбирают опытным путем, чтобы не допустить разрушения пород продуктивного пласта. При первых обработках рекомендуется применять 300—400 л глинокислоты на 1 м толщины пласта. Если пласты сложены трещиноватыми породами, то объем глинокислоты для первичных обработок увеличивается до 800—1000 л на 1 м толщины пласта.

Наиболее эффективна глинокислота, состоящая из 8%-и соляной кислоты и 4%-й плавиковой кислоты. Для песчаников с небольшим содержанием глинистого материала не следует применять плавиковую кислоту концентрацией менее 3%. Для песчаников с большим содержанием глин максимальные концентрации соляной кислоты—10%, плавиковой кислоты—5%. Глинокислоту рекомендуют приготовлять путем растворения в соляной кислоте технического бифторид-фторид аммония.

Серийные кислотные обработки  — это многократное воздействие  раствором кислоты на продуктивный пласт или его отдельный интервал — применяют в тех случаях, когда однократное воздействие  раствора кислоты на продуктивный пласт  недостаточно эффективно.

Время повторения кислотных обработок  определяют исходя из времени, необходимого для очистки забоя и извлечения отработанного раствора кислоты. Серийно  можно проводить любые виды рассмотренных  выше кислотных обработок.

Серийные кислотные ванны рекомендуют  применять в основном при освоении скважин после бурения. Серийные термокислотные и термохимические  обработки рекомендуют проводить  в скважинах с интенсивным  отложением парафино-смолистых веществ.

Обработки серной кислотой применяют  для обработки водонагнетательных скважин, у которых призабойная зона продуктивных пластов загрязняется привнесенными закачиваемой водой механическими примесями, оксидами железа, илом, эмульгированнои нефтью и др. Серная кислота растворяет загрязняющие пласты продукты и увеличивает проницаемость пород. Это происходит благодаря обильному выделению тепла при смешении серной кислоты с водой в пластовых условиях. Например, при снижении концентрации серной кислоты с 96 до 20% (из-за смешения с водой) температура раствора повышается до 100°С.

Технология обработки скважин  серной кислотой в основном такая  же, что и технология солянокислотных обработок. Главная особенность технологии заключается в том, чтобы не допустить контакта серной кислоты с водой в наземном оборудовании, НКТ и эксплуатационной колонне. Углекислотные обработки применяют в скважинах, породы продуктивных пластов которых содержат карбонаты кальция и магния, а также в скважинах с асфальто-смолистыми отложениями. Углекислотные обработки применяют как в нефтяных добывающих, так и в водонагнетательных скважинах.