Файл: Физикохимические свойства и состав нефти газа и воды. 2 Физикохимические свойства нефти 2.docx

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта.

Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т.д.

Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

Кислотная обработка призабойных зон пласта.

При кислотных обработках поступающая в пласт кислота вступает в реакцию с материалом породы – песчаником, доломитами и известняками и растворяют ее. В результате увеличиваются диаметры поровых каналов и возрастает проницаемость пористой среды. В зависимости от химического состава породы для обработки используют различные кислоты.

Соляная кислота HCl хорошо взаимодействует с известняками CaCO3  и доломитами  CaMg(CO3)2, растворяя их:

2HCl + CaCO3 = CaCl2 + CO2 + H2O, 4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2H2O.

Хлористый кальций CaCl2  и хлористый магний MgCl2 – это соли, хорошо растворимые в воде. Углекислый газ  CO2 также легко удаляется из скважины либо при давлении свыше 7,6 МПа растворяется в воде.

В кислоте присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованной кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС.

---

Для обработки скважин готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой соляной кислоты в пределах 10-15% , так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта.

К раствору соляной кислоты добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы – вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор соляной кислоты транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1%  в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации.

2. Интенсификаторы – поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефти – нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагированной кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора соляной кислоты, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 – 3 раза.

3. Стабилизаторы – вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

H2SO4 + BaCl2 = BaSO4 + 2HCl.

В этом случае раствор соляной кислоты HCl перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария BaCl2 . Образующийся сернокислый барий  BaSO4  легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником – гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы – уксусную CH3COOH и плавиковую HF (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других.

Добавление плавиковой кислоты HF в количестве 1-2% предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствуют лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора соляной кислоты с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор  соляной кислоты в более глубокие участки пласта.

---

Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты.

Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, а затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

Растворы соляной кислоты готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой, пары которой ядовиты.

Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью. Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах.

Различают несколько видов обработки соляной кислотой скважин, вскрывших карбонатные коллекторы: кислотные ванные, простые кислотные обработки и обработки под давлением призабойной зоны скважин, термокислотные обработки, поинтервальные кислотные обработки.

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор соляной кислоты повышенной концентрации, так как его перемешивания на забое не происходит.

Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.

Простые кислотные обработки

---

 – наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора соляной кислоты в призабойную зону скважины.

При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки.

Простые кислотные обработки осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора соляной кислоты уровень ее в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта.

Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-кислотных обработках (СКО) кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Поэтому применяют кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера – высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.

Кислотная обработка под давлением обычно является третьей операцией после ванн и простых СКО.

Предварительно на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглащающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию.

---

Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10-12%-ного раствора соляной кислоты и нефти центробежным насосом из одной емкости в другую. Эмульсия обычно составляется из 70% по объему раствора соляной кислоты и 30% нефти. В зависимости от способа и времени перемешивания можно получить эмульсии различной вязкости. Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5-2,5 м3 эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.

Затем спущенным на НКТ пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор соляной кислоты объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора соляной кислоты без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

Термокислотная обработка. Призабойная зона скважины обрабатывается горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор соляной кислоты.

Существуют два вида обработки.

Термохимическая обработка призабойной зоны скважины – обработка горячей кислотой, при которой для растворения магния подается избыточное количество кислоты для растворения карбонатов породы пласта так, чтобы  сохранялась концентрация соляной кислоты 10-12%.

Термокислотная обработка призабойной зоны скважины – сочетание термохимической и непрерывно следующей за ней кислотной обработки ПЗС. Кислотная обработка может быть как обычной, так и под давлением.

Термохимические солянокислотные обработки ПЗС эффективны в скважинах с низкими пластовыми температурами, в призабойной зоне которых наблюдается отложение твердых углеводородов (смолы, парафины, асфальты). Этот вид обработки может быть применен как для карбонатных коллекторов, так и для терригенных при достаточно высокой их карбонатности.

---