Повышение продуктивности пласта воздействием кислотных обработок

align="justify">          V_P г/(м²ч)

                                          

              _{15 804}                               2       3

                                  1                   4

              ^{12 312}                                                           5

               _{8 789}                                 

                 

                ^{5 328}

                  ₈₅₇                                                      HCl, %

                                 ^{10             20            30}                 

Рис.1. Изменение скорости реакции (V_p) раствора HCl с мрамором при 26,7 ⁰С

и 7,75 Мпа в зависимости  от его массовой концентрации (%):

1 –15; 2 – 22; 3 – 28; 4 – 34; 5 - 37 

На рис.1 показано, что наиболее активными  в отношении карбонатов являются кислотные растворы с 20…25 %-й концентрацией HCl, которые и поставляются для нефтегазовой промышленности. Сплошная линия соответствует начальным скоростям реакции, а пунктирная – изменению скорости по мере нейтрализации кислоты. Вместе с тем следует учитывать, что более концентрированные растворы HCl реагируют с карбонатной породой более длительное время, растворяют при прочих равных условиях большую массу породы, продуцируют большой объем CO₂ и в меньшей степени теряют свою активность с разбавлением пластовой водой при движении в глубь пласта. Фактором, оказывающим заметное влияние на скорость нейтрализации кислотного раствора в пласте, является соотношение реагирующей с кислотой поверхности с ее объемом (С). На рис.2 показано, что увеличение этого соотношения довольно резко усиливает скорость нейтрализации кислотного раствора за одно и то же время, что подтверждается в прямых экспериментах. 

      V_p г/(м²ч)

                            

               ¹⁰⁰    С=22:1                      С=8:1

                ⁸⁰                                                 

                ₄₀                         С= 1:1

                ²⁰

                 ^{0                 10            20             30}         ч, мин

Рис.2. Изменение скорости реакции (V_p) 15 %-го раствора HCl с мрамором при

26,7 ⁰С и 7,0 МПа во времени в зависимости от соотношения его поверхности и

объема  кислотного раствора (С) 

Например, исследованиями В.П.Шалинова и др. (1985 г.) на образцах естественных карбонатных  кернов проницаемостью 0,52 мкм² при скорости закачки 1 см³/мин 20%-го раствора HCl на выходе из керна (длиной 2,3 см и диаметром 2,5 см) была зафиксирована кислота 0,1 %-й концентрации через 2 мин. На керне же проницаемостью 0,052 мкм² – через 5 мин.

Эти данные свидетельствуют о том, что для  увеличения глубины проникновения активной кислоты в пласт по мере снижения его проницаемости (увеличения С) следует замедлять скорость ее реакции. Особенно это касается глинокислотных обработок в низкопроницаемых пластах. В общем по данным ряда авторов глубина проникновения обычных кислотных растворов в ПЗП исчисляется от долей до нескольких сантиметров в зависимости от темпа закачки и их концентрации.

Эффективный путь устранения этого недостатка в  уменьшении поверхности контакта кислотного раствора с горной породой за счет адсорбции на ней компонентов, предварительно закачиваемых в пласт или содержащихся в нагнетательном кислотном составе (ПАВ, гидрофобизаторов и др.), снижении подвижности ионов кислоты за счет придания повышенной вязкости составу или бронирования кислоты в составе эмульсий, а также обратимой кольматации части разветвленной сети фильтрационных каналов с целью уменьшения интенсивности утечек в них кислоты.

Например, эффективность применения кислот замедленного действия при обработке карбонатных  коллекторов следует из данных по ряду обработанных скважин ПО Белоруснефть. Так, например, сульфаминовой кислоты, характеризующейся всего в 5 раз более низкой скоростью реакции с карбонатами, чем HCl, позволило достичь 100%-й успешности против 53%-й для обычных СКО с кратным увеличением экономического эффекта. Другим немаловажным фактором успешности кислотных обработок является охват пласта кислотным воздействием по его толще. Одной из значимых величин в формуле притока нефти к забою скважин является эффективная толщина пласта. Согласно расчетам Ю.А.Балакирова и И.В.Кривоносова (1971 г.) чем больше толщина охвата пласта кислотным воздействием, тем выше эффективность обработки при прочих равных условиях. В силу гидродинамики потоков закачиваемого обычного кислотного раствора этого достичь практически нельзя.

Так, анализ КО по ряду скважин сложно построенных  залежей 

ТПП Когалымнефтегаз  свидетельствует о том, что проведение повторных СКО на нагнетательных скважинах способствует проникновению кислотного раствора в одни и те же зоны, увеличивает объем, его закачка в 2,0…2,5 раза, удлиняет каналы растворения и снижает при этом охват заводнением с 0,45 после первой СКО до 0,18…0,20 после четвертой и пятой обработок. По данным на скв.4356 Повховского месторождения было выполнено четыре СКО 12…24%-й HCl. После обработок в 1984 – 1985 гг. среднесуточный дебит скважины возрос в 1,6 раза, третья обработка через 6 мес. практически не повлияла на дебит, обработка же еще через 2 мес. привела к снижению дебита в 16 раз и росту обводненности продукции в 5 раз.

В целях  повышения охвата пласта кислотным  воздействием существует множество  составов и эффективных технологических  приемов, основным моментом которых  являются блокировка высокопроницаемых  зон и перераспределение активного  кислотного раствора в менее проницаемые и более закольматированные участки ПЗП, а так же применение загущенных кислотных составов, о чем будет сказано ниже. 

Составы для кислотной  обработки скважин.

Разработанные и использующиеся в нефтепромысловой практике кислотные составы условно можно разделить на две большие группы: водные растворы кислот и сложные кислотные составы. В свою очередь сложные кислотные составы классифицируют на кислотные пены, прямые и обратные эмульсии, мицеллярные растворы с различными переходными структурами между ними. Эксплуатация скважин месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» с высокой неоднородностью коллекторов в разрезе нефтяного пласта и содержащих значительные количества в составе нефтей парафинов, смол, асфальтенов, являющихся природными эмульгаторами нефти, вызывает необходимость разработки новых составов и технологии их применения для обработок ПЗП с целью увеличения продуктивности скважин. Для интенсификации добычи нефти путем кислотных обработок были предложены поверхностно-активные, высоко реакционно-способные кислотные составы серии КСПЭО, выпускаемые ЗАО «Полиэкс» и широко применяемые на месторождениях Пермского региона, Удмуртии, Нарьян-Мара.

  КСПЭО-2 –растворяет карбонатную составляющую коллектора и кольматирующих      осадков, разрушает водонефтяные эмульсии.

КСПЭО-2+ИПС  – к составу КСПЭО-2 добавлен изопропиловый спирт (ИПС).

КСПЭО-4 – растворяет глинистую составляющую осадков.

КСПЭО-2В  и КСПЭО-4В.- составы характеризуются замедленной скоростью реакции   и рекомендуются для применения в коллекторах с высоким содержанием глин.

Составы являются многокомпонентными системами  с направленным действием ингредиентов. При закачке в ПЗП составы  создают в продуктивном пласте зоны полной смешиваемости с нефтью, водонефтяными  эмульсиями за счет исчезающее - малых значений межфазного и поверхностного натяжения (менее 0,02 мН/м), что обеспечивает вытеснение капиллярно удержанной и частично пленочной нефти с последующим изменением смачиваемости пористой среды поверхностно-активными   составляющими составов.

Перед проведением опытно – промысловых  испытаний на скважинах в лаборатории  физико-химических исследований методов  ПНП ООО «КогалымНИПИнефть» был  проведен ряд тестовых экспериментов  по адаптации базовых кислотных  составов серии КСПЭО к условиям месторождений ТПП «Когалымнефтегаз». Эксперименты проводились на лабораторной установке по фильтрации флюидов при термобарических условиях пласта с использованием реальных нефтей, кернового материала Повховского месторождения.

Проведенные исследования подтвердили, что вследствие высокой реакционной способности составы КСПЭО не образуют осадков и эмульсий с нефтями, разрушают водонефтяные эмульсии, повышают проницаемость по нефти, обладают замедленной скоростью реакции. С учетом специфики формирования нефтяных залежей и рекомендаций ООО «КогалымНИПИнефть» в составы внесены изменения по концентрационному соотношению ингредиентов.

Кислотные обработки ПЗП проведены на 16 скважинах в 2009 г. и на 3 скв. в 2010г. на Повховском месторождении. Полученные результаты приведены в таблице 2. 
 

             
 

                   Успешность применения кислотных составов                  Таблица 2 

 
 

При обработках скважин в технологических процессах  применялись как один состав КСПЭО-2 и КСПЭО-2 + ИПС, так и последовательно закачивались два состава КСПЭО-2+КСПЭО-4.

Из таблицы  видно, что обработки в основном проведены с положительным технологическим  эффектом на всех пластах. Приросты по нефти с учетом неэффективных  обработок составили в среднем 4,8 т/сут. успешность обработок 85 %. Лучшие результаты получены на скважинах, на которых обработки проводились двумя составами КСПЭО-2 + КСПЭО-4 с предварительной динамической кислотной ванной (ДКВ) и последующей промывкой да забоя от продуктов реакции. Особо следует отметить удачные обработки составом КСПЭО-2 скважин Повховского месторождения в юрских отложениях, в которых кислотные обработки обычно не дают положительных результатов.

Причины низкой эффективности обусловлены  обработками скважин с высокой обводненностью (82 - 100 %), и отсутствием предварительной очистки скважинного оборудования путем проведения динамической кислотной ванны (ДКВ). Для очистки скважин от асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) применялся нефтяной растворитель НЕФРАС-М двух марок, отличающихся по содержанию в составе доли ароматического растворителя:

• НЕФРАС-М  С4 – содержание ароматики 5 - 30 %

• НЕФРАС-М  С5 – содержание ароматики 30 - 60 %.

Обработки с использованием растворителя НЕФРАС-М  обеих марок С-4 и С-5 проведены на 8 скважинах Повховского (пласт БВ-8) месторождения. В среднем по обработкам суточный прирост нефти составил 3,9 т/сут. На основе опыта применения растворителя на Повховском месторождении рекомендуется применять НЕФРАС-М в технологических процессах на других месторождениях. НЕФРАС-М можно применять в качестве буфера при кислотных обработках скважин, осложненных выпадением АСПО при разгазировании и охлаждении нефти. НЕФРАС-М является равноценной заменой широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), применяемой для промывки скважин от парафиновых углеводородов.

Таким образом, работы по интенсификации добычи нефти с использованием составов серии КСПЭО следует продолжить для набора статистики и выбора лучшей технологии.

Кислотные составы на водной основе.

Наиболее  широкое применение обычные соляно-кислотные  растворы, как правило, содержащие HCl 10…18%-й концентрации, и глинокислотные с концентрацией HF 3…5% находятся на этапе освоения скважин и при первичных обработках.