Файл: Анализ эффективности методов интенсификации притока жидкости к скважинам на.pdf

20 температура, характеры поверхности контакта кислоты с породой, концентрации кислот в растворе, скорости их движения, положение границы раздела кислоты с породой, соотношение объема кислотного раствора и площадь поверхности контакта
Процесс обработки скважины может регулироваться скоростью и давлением закачки кислотного раствора. Изменение данных параметров может обеспечить более равномерное распространение реагента по пласту или способствовать образованию трещин и каналов с повышенной проницаемостью.
Кислотные обработки подразделяются на избирательные и неизбирательные (нерегулируемые). Нерегулируемая обработка чаще всего проводится на нефтяных скважинах, которыми вскрыт один продуктивный интервал, а также на нагнетательных и газовых скважинах, характеризующихся низким давлением, данный вид обработок может проводить как с НКТ, так и без них. При осуществлении данного метода в скважину закачивается необходимое количество раствора кислоты и ингибитора, после чего закачивается продавочная жидкость. Основное преимущество данного метода заключается в том, что он является менее затратным по времени и средствам, а продукты реакции легче удаляются из пласта. Однако при данном методе становится невозможно контролировать движение кислоты и рабочей жидкости в непродуктивном интервале, что является недостатком.
Регулируемая кислотная обработка, в свою очередь, подразделяется на обычную, паекрную, с применением закупоривающих реагентов и комбинированную. При использовании данного метода удается исключить попадание реагента в непродуктивный пласт и обеспечить интенсификацию притока из более плотных интервалов. Регулируемая обработка за счет возможности контроля процесса позволяет более полно использовать рабочий раствор кислоты, что несомненно является преимуществом [7].
2.2.1 Соляно-кислотная обработка
В основе соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважины лежит способность соляной кислоты вступать в химическую реакцию с

21 породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их. Таким образом, создается сеть расширенных каналов, которые увеличивают фильтрующую способность пласта, что способствует увеличению продуктивности скважин. В результате реакции соляной кислоты и породы образуются растворимые в воде хлористый кальций (или хлористый магний) и углекислый газ, которые легко выводятся из пласта на поверхность. Наиболее пригодным для использования является раствор HCl с концентрацией 8-15%, в котором на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей чистой соляной кислоты. Чрезмерно большая концентрация соляной кислоты приведет к тому, что нейтрализованный раствор будет иметь слишком высокую вязкость.
В случае пластов, сложенных известняками и доломитами, для обработки необходимо использовать именно соляную кислоту, так как другие кислоты, например, серная, в результате реакции с породой образует нерастворимые в воде соли, которые будут осаждаться на забое скважины и закупоривать поры.
При высокой неоднородности продуктивного пласта по простиранию и толщине закачиваемая в него кислота проникает в основном в хорошо проницаемые зоны, в следствие чего реакция происходит в призабойной зоне.
Существуют методы, которые используют для увеличения радиуса обработки и подключения к работе бездействующих зон пласта. [8] Так, для закачки кислоты в низкопроницаемые пропластки используют кислотные обработки под давлением, а при наличии интервалов с различной проницаемостью применяют поинтервальные обработки.
Кислотные растворы, используемые для обработки призабойной зоны пласта, направлены на борьбу с загрязнениями сложных составов, поэтому для повышения эффективности необходимо использовать специальные добавки с различными свойствами.
Так, к рабочему раствору HCl из-за его высокой коррозионной активности необходимо добавлять ингибиторы коррозии. Такие вещества снижают степень воздействия раствора на применяемое оборудование. В качестве ингибиторов

22 можно использовать такие вещества, как формалин (с концентрацией 0,6%) – снижает коррозионную активность в 7-8 раз, уникол (с концентрацией 0,25-0,5%)
– снижает коррозионную активность в 30-42 раза. Наиболее эффективным ингибитором принято считать катапин А, который является катионоактивным
ПАВ, так как при дозировке в 0,1% от объема рабочего раствора кислоты он снижает коррозионную активность в 55-65 раз. Главным недостатком данного вещества является резкое ухудшение защитных свойств при высоких температурах.
Также для ускорения и облегчения очистки призабойной зоны от отреагировавшей кислоты и продуктов реакции используются интенсификаторы. Они представляют собой ПАВ, снижающие поверхностное натяжение на границе нефть – нейтрализованная кислота в 3-5 раз. Такие вещества увеличивают эффективность кислотных обработок.
Помимо этого, применяются также вещества-стабилизаторы, целью которых является удержание в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции раствора соляной кислоты (HCl) с железом, цементом и песчаниками.
Для таких целей используются, например, растворы плавиковой кислоты (HF) и уксусной кислоты (CH
3
COOH).
На месторождениях Западной Сибири соляно-кислотные обработки в чистом виде применяются редко, что связано со значительными показателями неоднородности пластов. К тому же, соляная кислота взаимодействует только с карбонатными компонентами пласта, которые составляют лишь часть от общего объема коллектора, и поэтому основная масса пород терригенного коллектора оказывается не охвачена обработкой раствором данной кислоты [5].
2.2.2 Глино-кислотная обработка
Глинокислота или «грязевая» кислота представляет собой кислотную смесь соляной кислоты (HCl), плавиковой кислоты (HF) с концентрацией в среднем 1,5-3% и уксусной кислоты (CH
3
COOH). Глинокислота способна воздействовать на карбонатные, глинистые материалы и частично кварцевые

23 зерна, что позволяет в первую очередь очистить стенки скважины от глинистой пленки и растворение загрязняющих минералов, снижающих проницаемость прискваженной зоны [7].
Глино-кислотная обработка призабойной зоны является более предпочтительным методом, подходящим для условий пластов большей части месторождений Западной Сибири, так как в данных коллекторах содержится алюмосиликатный глинистый материал. Смесь соляной и фтористоводородной кислоты активно взаимодействует с глинами, отчего растворимость глин в глинокислоте намного выше.
Необходимость содержания в данной химической смеси соляной кислоты объясняется тем, что при реакции плавиковой кислоты с кварцевым компонентом песчаника образуется фтористый кремний (SiF
4
). При взаимодействии
SiF
4 с водой образуется такие вещества, каккремнефтористоводородная кислота (H
2
SiF
6
) и кремниевая кислота (Si(OH)
4
), который при определенных условиях способны образовывать гель, закупоривающий поры. Соляная кислота в данном кислотном растворе необходима для удержания кремниевой кислоты [5].
Повысить эффективность кислотной обработки, снизить затраты на проведения мероприятий по обработке и получить максимальный технологический эффект можно за счет разработки новых составов кислотных растворов.
Так, в работе Лачинского К. Н. описывается кислотный раствор на основе соляной и плавиковой кислот, органического растворителя и ПАВ. Опытно- промысловые испытания проводились на призабойной зоне пласта ЮС
2
Востночно-Сургутского и Руссинского месторождений. В результате воздействия кислотного раствора предложенного состава снижение массовой доли минералов глинистого цемента составило для гидрослюды 78%, для каолинита – 91%, а для хлорита – 100%. Дополнительная добыча нефти составила 919 тонн на скважинооперацию, а средняя продолжительность эффекта составила 5,4 месяца. [9]

24
Для высокотемпературных залежей терригенных коллекторов, характеризующихся повышенной карбонатностью, Подопригорой Д. Г. был разработан кислотный состав, содержащий соляную кислоту, муравьиную кислоту, бифторид аммония, эриторбат натрия, гидрофобизатор «ГФ-15», ингибитор коррозии «ИКУ-118». Преимущества данного кислотного состава заключаются прежде всего в низкой скорости реакции с карбонатными и фторосодержащими соединениями, что препятствует образованию нерастворимых соединений и выпадению осадкой, которые затрудняют фильтрацию пластовых флюидов. Компонентный состав предложенного кислотного раствора представлен в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Компонентный состав разработанного кислотного состава
[10]

25 извлекают штанги, допускают фильтр до подошвы пласта, на котором планируется проведение кислотной обработки, готовят рабочий кислотный раствор определенных объема и концентрации, также перед началом работ необходимо определить статический уровень, скорость накопления уровня, коэффициент продуктивности и др.
Объем раствора кислоты рассчитывается индивидуально для каждого месторождения и скважины, при этом учитываются данные о радиусе призабойной зоны, пористости, проницаемости и химико-минералогическом составе призабойной зоны.
Типовая технология проведения простых кислотных обработок включает в себя следующее:
1.
Подъем подземного оборудование и промывка забоя скважины методом обратной промывки;
2.
Спуск пакера на НКТ и последующая повторная промывка скважины водой, ниже пакера спускается «хвост» НКТ;
3.
Опрессовка пакера на полуторакратное давление, ожидаемое при закачке кислоты;
4.
Закачка раствора кислоты с концентрацией 12-15% в скважину насосными агрегатами через НКТ и продавка в пласт водой;
5.
Закрытие скважины на реагирование на 16-24 часа;
6.
Срыв пакера и промывка скважины после реагирования;
7.
Пуск скважины в работу.

26
Рисунок 2.1 – Схема обвязки наземного оборудования при проведении простых кислотных обработок
На рисунке 2.1: 1 – кислотный агрегат; 2 – вспомогательный насосный агрегат; 3, 6 – емкость; 4, 7, 8 – стационарная емкость; 5, 10 – насос; 11 – скважина.
Исходя из гидродинамического состояния скважины к моменту обработки определяются порядок и гидравлические условия закачки рабочих кислотных растворов. Это необходимо для того, чтобы кислота в затрубном пространстве поддерживалась в пределах выбранного для обработки интервала ствола скважины, так как нарушение данных условий приведет к подъему кислоты выше верхних отверстий перфорации и, как следствие, рабочий раствор не поступит в обрабатываемый пласт [11].
2.2.4 Пенокислотная обработка скважин
Метод пенокислотной обработки применяется для обработки продуктивного коллектора с целью повышения продуктивности скважин и улучшения характеристик призабойной зоны. По сравнению с обычными кислотными обработки данный метод обладает большей эффективностью, что можно объяснить тем, что при совместном воздействии пены и кислоты уменьшается скорость нейтрализации кислотного раствора, сам рабочий раствор проникает в пласт глубже, увеличивается зона воздействия по толщине пласта, обеспечиваются лучшие условия для очистки призабойной зоны.

27
Для пенокислотных обработок обычно выбираются скважины, для которых проведение обычных кислотных обработок не оказалось эффективным.
Пена представляет собой дисперсную систему, в которой дисперсная среда – это жидкость (это может быть вода или кислота), а дисперсная фаза – газ
(природный газ, воздух, азот и др.). Чтобы образовалась пена, в системе необходим третий компонент, в качестве которого обычно применяют ионогенные и неионогенные ПАВ. Структуру пен определяет соотношение объемов жидкой и газовой фаз.
Действие пенокислотного раствора заключается в следующем: в нефтенасыщенной части пласта пена разрушается, а в водонасыщенной – создает препятствие продвижению пластовых вод.
Для приготовления пенокислоты используется обгазовая или техническая соляная кислота, лесохимическая и синтетическая уксусная кислота, сульфаминовая кислота. В таблице 2.3 также представлены ПАВ, используемые для приготовления пены.
Таблица 2.3 - ПАВ применяемые для приготовления пен
Наименование ПАВ
Оптимальная дозировка в % к объему
кислотного раствора раствора пен
ОП-7 0,1-0,3 0,2-0,5
ОП-10 0,1-0,3 0,2-0,3
Сульфанол
0,1-0,3 0,5-3,0
Дисолван
0,1-0,3
-
Превоцел
0,1-0,3 0,2-0,3
Для повышения устойчивости пены используются следующие стабилизаторы: карбоксилметилцеллюлоза КМЦ-500, КМЦ-600; сульфито- спиртовая барда; глинистый раствор; силикат натрия (жидкое стекло).
При проведении пенокислотной обработки скважин рекомендуется использовать схему с последующим извлечением продуктов реакции путем освоения азотной установкой, представленную на рисунке 2.2 [5].