Повышение продуктивности пласта воздействием кислотных обработок

      Известные зарубежные составы прямых кислотных  эмульсий, кроме углеводорода, ПАВ  и кислоты, включают не менее 5 г/дм³ антифильтратов полимерной природы (Пат. 3934651 США, МКИ Е 21 В 43/27). Следует отметить, что недостатками прямых эмульсий, стабилизированных, как правило, неионогенными ПАВ, являются трудность регулирования стабильности в пластовых условиях и их кислотная внешняя среда. При температуре, повышающей точку помутнения ПАВ, происходит их инактивация и эмульсия сразу разрушается с освобождением активного кислотного раствора. Попадание в состав эмульсий нефти при движении по нефтенасыщенным каналам может вызвать рост их вязкости, что ограничивает  дальнейшую фильтрацию в глубь пласта. Более предпочтительными и универсальными по свойствам являются углеводородные составы, включающие HCl, углеводород и сорастворитель для придания стабильности, которые в отличие от эмульсий могут применяться и для обработки низкопроницаемых гидрофобизированных коллекторов, так как обладают высокой проникающей способностью в ПЗП. Известен трехкомпонентный состав с объемным содержанием, %: 20…23 %-го раствора HCl – 9…20, 98 %-го раствора CH₃COOH – 9…34 и ЛПС – остальное. При 20 ⁰С, его плотность равна 941 кг/м³, температура застывания – 25 ⁰С, скорость коррозии ст.3 – 0,84 г/(м²ч). состав растворяет 13,2…16,2 % АСПО и 45…100 % мрамора за 6 ч реакции при одновременной комплексации ионов железа.

      Из  патентной литературы, известен также  состав с массовым содержанием, %: HCl – 6…12, ацетон – 20…30, жидкие продукты пиролиза, выкипающие от 160 до 380 ⁰С – 40…50, вода – остальное. Он характеризуется еще более высокой проницаемостью в пласт, чем предыдущий состав, однако не комплексирует ионы.

За рубежом для обработки низкопроницаемых коллекторов используют мицеллярные кислотосодержащие составы, включающие ПАВ катионной или оксиэтилалкилфосфатной природы, жирные спирты С₄–С₁₀ и при необходимости углеводород (Пат. 4601836 США, МКИ Е 21 В 43/27). Их отличают смешиваемость как с водной, так и с углеводородной составляющей, высокая межфазная активность и растворяющая способность АСПО. Аналогов таких составов в отечественных технологических решениях нет. 

Обратные  кислотосодержащие  эмульсии.

        Как упоминалось ранее, кислотной системой, эффективно обеспечивающей комплексную обработку ПЗП и повышающей охват пласта воздействием по толщине и глубине, является обратная кислотосодержащая эмульсия (ОКЭ). Из первых исследований свойств ОКЭ, проведенных И.С.Мищенковым (1967 г.), известно, что при их фильтрации через карбонатный коллектор образуется сеть каналов растворения, поперечные сечения которых не увеличиваются с поступлением в них новых порций ОКЭ. Это позволяет активной ОКЭ двигаться по ним в удаленные зоны ПЗП. Лабораторные исследования ОКЭ, приготовленных на основе нефти среднего карбона Осинского и Ярино-Каменнеложского месторождений, а также керосина с добавкой кубовых остатков аминов C₁₇ – C₂₀ и 10…20 %-х растворов HCl, показали, что вязкость эмульсий с повышением исходной вязкости нефти возрастает. При этом скорость их реакции с карбонатами замедляется. В динамических условиях на модели карбонатного пласта установлено, что снижением диаметра глобул в эмульсии степень нейтрализации ее кислотной фазы повышается в фильтрационных каналах меньших радиусов. То есть с ростом дисперсности ОКЭ степень ее воздействия на карбонатную породу в трещинах будет минимальна и преимущественной обработке будет подвержена менее проницаемая часть ПЗП. Кроме того, увеличение объемного содержания кислоты в ОКЭ более 60 %, а также массовой концентрации кислоты от 10 до 20 % приведет к росту скорости ее реакции с карбонатами. Скорость прокачки ОКЭ и рост давления при этом не имеют существенного значения. Увеличение температуры опыта с 20 до 50 ⁰С увеличит скорость реакции в 2 раза. Аналогичные данные содержаться в работе В.А.Илюкова и др. (1971 г.). авторами показано, что при размера глобул ОКЭ на основе нефти, превышающих размеры поровых каналов модели карбонатного пласта, скорость реакции приближается к скорости реакции обычного кислотного раствора. По мере же снижения диаметра глобул ОКЭ скорость реакции с карбонатами снижается. Однако в результате этого резко возрастают вязкость и стабильность ОКЭ, что может вызвать значительные гидравлические сопротивления при ее закачке в пласт, а также затруднить процесс освоения скважин. С этой целью предлагается использование в составе ОКЭ водорастворимых ПАВ-деэмульгаторов (ОП-10, диссолван, марвелан и др.),  которые снижают ее вязкость и стабильность. Так, при прокачке ОКЭ через пористую среду, содержащую 0,3 %-й раствор диссолвана, ее проницаемость практически не изменялась, а при прокачке через среду, заполненную дистиллированной водой без ПАВ снижалась примерно в 2 раза. При этом в первом случае расслоение ОКЭ произошло через 1,0…1,5 ч, а во втором не произошло даже через 3 суток. Однако регулирование стабильности ОКЭ добавками ПАВ в промысловых условиях затруднительно, так как требует их точной дозировки. При приготовлении ОКЭ на основе высоковязких нефтей имеют место их повышенная стабильность и очень медленная реакция с карбонатной породой. С этой целью предложено введение в состав нефти углеводородных растворителей, например, дизельного топлива. В результате «время жизни» ОКЭ сокращается до 2…4 ч, а вязкость – до 15…80 мПаŸс. технологически этот прием также трудно воспроизвести на практике из-за многообразия состава нефтей и растворителей.

Таким образом, известные составы ОКЭ  отличают неравномерность обработки  пласта по глубине из-за преимущественного увеличения диаметра крупных каналов, высокая активность кислотного раствора, освобождающегося из эмульсии, трудность разрушения при низких температурах, которая еще более возрастает при растворении в них десорбированных с поверхности горной породы АСПО.

Лучшим  составом ОКЭ был бы такой, который  позволял бы доставить «бронированный»  в углеводородной среде кислотный  раствор за радиус цементного камня, довольно быстро разрушался в пласте, но при этом освободившийся кислотный  раствор обладал бы низкой скоростью реакции с горной породой и незначительной инфильтрацией по радиусу движения. В свою очередь углеводородная составляющая ОКЭ должна обладать высокой активностью в отношении АСПО как при движении по лифтовым трубам, так и в пласте.

Вместе  с тем накопленный опыт применения известных составов ОКЭ в различных нефтяных регионах страны позволяет сделать вывод о их высокой эффективности, особенно при повторных операциях. Так, на месторождениях Северного Кавказа из десяти повторных обработок в 60-х гг. семь были успешными. На месторождениях НГДУ  Ишимбайнефти  до 1975 г. было проведено 616 обработок с применением ОКЭ. При этом в среднем на одну обработку получено 220 т дополнительной нефти, а при простых СКО – 73 т. На Повховском месторождении из 10 обработок ОКЭ успешными оказались 7. по ним дебит возрос примерно в 2,1 раза, что в 1,7 раза превышает показатели при обычных СКО на этих объектах. Успешными были и обработки ОКЭ 56 высокотемпературных скважин месторождений Ставрополя. На месторождении Жанажол, карбонатные коллекторы которого характеризуются интенсивным отложением АСПО, закачка углеводородных растворителей или обычных кислотных составов низкоэффективна. Применение ОКЭ на этих объектах позволило увеличить дебит по нефти на 20…130 % при продолжительности эффекта до 5 мес. и успешности 75 %. Анализ эффективных условий применения ОКЭ на месторождениях Белоруссии приведен в работе. Так, при использовании ОКЭ в безводный период эксплуатации скважин эффективность обработок составляет 76,3 %, со степенью обводненностьи продукции 30…80 % - 42 %, а на конечной стадии обработки – 28 %. Авторами сделан вывод, что при высокой обводненности скважин ОКЭ движется по наиболее проницаемым трещинам, что еще более увеличивает неоднородность коллектора. Анализ отечественной патентной литературы свидетельствует о незначительном числе разработок в этой области и необходимости привлечения внимания исследователей к разработке новых составов ОКЭ. Интересен опыт успешного применения ОКЭ при объемном содержании компонентов, %: эмульгатор ЭС-2 – 1…2, нефть – 38…59, 18…22%-й раствор HCl – 40…60 в процессе ТГХВ на пласт с использованием ПГД-БК. В данном случае высокая вязкость и стабильность ОКЭ имеют положительное значение, так как разложение ее обеспечивается за счет высоких температур в зоне горения. Низкие коррозионные свойства ОКЭ позволяют длительное время выдерживать ее в скважине. В последние годы в связи с незначительным ассортиментом составов ОКЭ, трудностью управления процессами их проникновения в пласт и нейтрализации кислоты в коллекторе, а также разложения при низких температурах объем применения ОКЭ в отрасли снизился и имеет место практически на высокотемпературных объектах Северного Кавказа и Ставрополя.

             Заключение.

Обобщение изложенных экспериментальных и промысловых данных свидетельствует о необходимости расширения работ в отрасли по применению прогрессивных технологий и типов кислотных составов для повышения эффективности КО скважин.

На поздней  стадии разработки месторождений (Повховское месторождение) предпочтение следует отдавать комплексным технологиям обработки ПЗП, включающим проведение работ по ограничению водопритоков или изменению профиля нагнетания воды с последующей закачкой кислотно-углеводородных композиций пролонгированного действия, или использовать загущенные поверхностно-активные кислотные составы. Кроме того, на этапе проектирования КО серьезное внимание должно уделяться вопросам ингибирования коррозии подземного оборудования и креплению скважин, удлинению срока активности кислот в пластовых условиях, предотвращению образования новых нерастворимых осадков, снижению скорости рассеивания составов вблизи ствола скважин, подбору эффективных растворителей АСПО, гидрофобизации фильтрационной поверхности, а также сопряженной проблеме быстрого и максимально возможного выноса на дневную поверхность обработанных составов. Новые типы кислотных композиций на основе химических соединений с высокой поверхностной, гидрофобизирующей и железокомплексирующей активностью позволяют надеяться на существенный прогресс в вопросах повышения эффективности КО скважин на поздней стадии их эксплуатации.

Список  используемой литературы 

1. Шевкунов  Е.Н. Изучение радиальной глубины кислотной  обработки в пластах с зоной  внутренней глинизации // Технология бурения  нефтяных и газовых скважин: Межвуз. науч.-тем. сб. УФНИ. – 1989. – С. 136-138.
2. Вайншток С. М., Калинин В. В., Тарасюк В. М., Некрасов В. И. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Когалымского региона - М.: Изд-во Академии горных наук, 1999., - 319 С.
3. Внедрение спецтехнологий СКО для интенсификации добычи нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах Белоруссии / В.А.Сан-ников, Г.М.Москалева, С.А.Конюшенко, И.В. Ивлев // Прогрессивные технологии освоения нефтяных месторождений Украины и Белоруссии: Сб. науч.тр. УкргипроНИПИнефти. – 1990. – С. 35-41.
4. Сучков Б.М. Влияние кратности соляно-кислотных обработок на их эффективность // НТИС. Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. – М.: ВНИИОЭНГ, 1989. – Вып.2. – С.11-14.
5. Крылов Д.А., Батырбаев М.Д., Розницын В.В. Соляно-кислотные обработки добывающих скважин на месторождении Узень // Нефт.хоз-во. – 1990. - № 6. – С. 69-71.
6. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. – М.: Недра. 1991. – 224 с.
7. Макеев Г.А., Санников В.А., Москалева Г.М. Эффективность и границы применимости соляно-кислотных обработок // Нефт.хоз-во. – 1986. - № 7. – С. 41-44.
8. А.с. 1624134 СССр, МКИ⁵ Е 21 В 43/27. Способ обработки карбонатного продуктивного пласта/ Г.А.Орлов, В.Н.Глущенко, М.Х.Мусабиров и др. – Опубл. БИ, 1991. - № 4.
9. Результаты применения комплексной технологии обработки призабойной зоны скважин/ Ш.Г.Гарифуллин, И.М.Галлямов, Р.С.Аптикаев, В.С.Асмоловский // Пути интенсификации добычи нефти: Сб.науч.тр. БашНИПИнефти. – 1989. – Вып.80. – С. 24-29.
10. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация текущей добычи нефти // Нефт.хоз-во. – 1990. - № 7. – С.63-66.
11. Применение загущенных кислотных растворов для обработки призабойной зоны скважин // Экспресс-информ./ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»: зарубеж.опыт. – 1984. – Вып.23. – С. 18-22.
12. Давутов В.А., Сорокин А.Я. Некоторые результаты применения способа направленной пенокислотной обработки на месторождениях Удмурдии // Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». – 1986. – Вып.1. – С.15-18.
13. Долгих Г.М., Петухов В.А., Юртаев А.В. Исследование механизма влияния пенокислотной обработки на коллекторские свойства полимиктовых пород месторождений ПО Юганскнефтегаз // Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». – 1987. – Вып.1. – С. 1-4.
14. Опыт применения инвертных кислотных эмульсий / В.Г.Гусев, Н.А.Пономаренко, М.Е.Гришин, А.Н. Прохоренко // Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». – 1986. – Вып.7. – С. 4-6.
15. Р.С.Хисамов, Г.А.Орлов, М.Х.Мусабиров. Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин // Нефт.хоз-во. – 2003. - № 4. – С. 43-45.
16. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра. 1989. – 209 с.
17. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России - М.: ОАО ВНИИЭНГ, 1996, т 2., - 352 С.