Нефтегазодобывающая промышленность (стр. 7 )

- продукты выноса породы пласта (кварц, кальцит, алюмосиликат) – загрязнители данного вида выносятся из удаленной части пласта с продукцией скважин, закупоривая поровые каналы призабойной зоны пласта.

3.2 Выбор проектируемых методов воздействия на призабойные зоны пласта.

В процессе эксплуатации добывающих скважин происходит снижение их продуктивности в результате засорения призабойной зоны пласта (ПЗП). Одной из основных причин засорения является отложение в ПЗП асфальтенов, смол и парафинов, содержащихся в нефти. Это происходит в результате нарушения термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе (в ПЗП и НКТ снижаются температура и давление).

Другой причиной снижения продуктивности скважин является проникновение жидкости глушения в ПЗП во время ремонта, в особенности при глушении растворами минеральных солей (хлористый кальций, хлористый натрий). Глушение скважин рассолами часто сопровождается образованием в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий, стабилизированных ионами водорастворимых солей.

Для выбора способа интенсификации и проектирования обработки необходимо предварительно изучать характеристики залежи, пластовых флюидов и каждой скважины.

Пласт БС10 характеризуется литолого–фациальной изменчивостью, а также достаточно плотными породами с низкой проницаемостью ( в основном породы – коллекторы представлены песчаниками с кальцитовым цементом ) с частыми прослоями глин.

Конструкция скважины и интервалы перфорации дают возможность обосновать максимальное давление в скважине, определять тип каперов и объём скважины, и служат основой для выбора технологии работ по интенсификации. Скважины на объекте БС10 имеют одноколонную конструкцию. Межпластовых перетоков при освоении скважин не наблюдалось. Проблема разобщения пластов заключается в том, что нефтенасыщенные пропластки в заводненных зонах расположены рядом с водоносными и отделены от последних тонкими глинистыми перемычками, не способные надёжно разобщать нефть от воды. Положение осложняется тем, что в ближайших горизонтах пластовое давление отличается на 5-6 МПа. Из-за несоответствия объёмов закачки отборам жидкости.

Большое значение имеет результаты предыдущих обработок скважины. Для пласта БС10 характерно большое количество повторных обработок Нефрасом ввиду непродолжительности эффекта. При повторных обработках объём растворителя увеличивается.

Особую ценность представляют эксплутационные данные скважины, такие, как суммарная добыча нефти; изменение во времени и по величине суточных дебитов нефти, газа и посторонних примесей, а также суточных давлений; предлагаемая степень блокировки призабойной зоны; если они сравнимы с такими же данными по соседним скважинами, вскрывшими тот же горизонт БС10.

Сказывается на выборе метода воздействия и частота ремонтных работ, так как обработка планироваться должна таким образом, чтобы еще более не усугублять трудности эксплуатации скважины по интенсификации добычи.

Учитывая все вышеизложенное, на объекте БС10 рекомендовано применять следующие проведения работ на скважинах:

- растворитель Нефрас;

- композиция: растворитель Нефрас – деэмульгатор;

- композиция растворитель Нефрас – раствор ингибированной соляной кислоты;

- композиция: растворитель Нефрас – раствор соляной кислоты – раствор глинокислоты - растворитель Нефрас.

Вариант 1. Технологическая жидкость - растворитель Нефрас.

Данный вариант применяется в тех случаях, когда снижение продуктивности скважины вызвано образованием в ПЗП осадка в виде АСПО, в формировании которого участвуют в основном тяжелые углеводородные компоненты нефти. Растворитель воздействует на АСПО, увеличивая проницаемость ПЗП и придает гидрофобные свойства внутренней поверхности порового пространства коллектора.

Вариант 2. Технологическая жидкость - композиция: растворитель Нефрас - деэмульгатор.

Данный вариант применяется в тех случаях, когда снижение продуктивности скважин вызвано наличием в ПЗП высоковязких водонефтяных эмульсий. В составе таких эмульсий массовое содержание воды - порядка 62 %, мехпримесей - до 7 %, остальное - нефть. Нефтяная часть эмульсии - асфальтены –

1,5- 2 %, смолы - %, парафины - 1,5- 2 %. Механические примеси эмульсии содержат карбонат кальция.

Для увеличения проницаемости ПЗП и разрушения эмульсии закачивается смесь, состоящая из планируемого количества растворителя с добавкой 0,5- 1 % деэмульгатора. Растворитель воздействует на АСПО и гидрофобизирует внутреннюю поверхность порового пространства, деэмульгатор способствует разрушению блокирующей поровые каналы эмульсии, снижает эффективную вязкость ее и как ПАВ - повышает отмывающую способность состава. Это в результате позволяет восстановить фазовую проницаемость коллектора для нефти.

Вариант 3. Технологическая жидкость - композиция: растворитель Нефрас - раствор ингибированной соляной кислоты.

Данный вариант применяется в тех случаях, когда снижение продуктивности скважины вызвано закупоркой поровых каналов ПЗП твердыми частицами мехпримесей (карбонат кальция), содержащихся в составе жидкости глушения и которые способствуют накоплению на своей поверхности АСПО. Оторочка растворителя воздействует на АСПО, а раствор соляной кислоты производит разрушение твердых частиц мехпримесей и расширение пор коллектора.

Вариант 4. Технологическая жидкость - композиция: растворитель Нефрас - раствор соляной кислоты - раствор глинокислоты - растворитель Нефрас.

Данный вариант применяется для восстановления продуктивности скважин, расположенных в зонах низкопроницаемых слабодренируемых продуктивных пластов, а также, когда снижение продуктивности вызвано закупоркой поровых каналов ПЗП выносимыми из удаленной части пласта минеральными частицами породы. Растворитель воздействует на АСПО, содержащиеся на поверхности твердых частиц в ПЗП и оголяет их. Закачиваемый последовательно раствор соляной кислоты и глинокислоты разрушают частицы минеральной породы и расширяют поры коллектора. Раствор глинокислоты воздействует на песчаники, в составе которых имеется глинистый цемент, аргиллиты и другие глинистые породы, разрушая их. Соляная кислота в смеси с плавиковой (глинокислота) предупреждает образование в порах ПЗП геля кремниевой кислоты, а также обеспечивает более полное разложение силикатов. Время реагирования кислоты при высоких температурах пласта - 6-8 часов. Вторая оторочка растворителя воздействует на АСПО, накопившиеся в более удаленных зонах пласта и удаляет продукты реакции после действия кислот.

Технологии предусматривают проведение ОПЗ в процессе капитального и текущего ремонта скважин.

3.3 Комплексная обработка призабойной зоны скважин с применением растворителей и соляной кислоты на объекте БС10

3.3.1 Сущность обработки растворителей и соляной кислоты в ПЗП на объекте БС10.

Действие растворителей направлено на изменении свойств или состояния насыщающих пласт флюидов.

Растворитель Нефрас служит для растворения в призабойной зоне пласта парафинов, смол и асфальтенов, наличие которых в ПЗП существенно снижает проницаемость этой зоны, затрудняет проведение кислотных обработок.

Простейший растворитель АСПО – керосин, растворяющая способность

1 м3 которого достигает 200 кг парафина или смол. Иногда используют бензин, хотя эффективность его отмечается лишь в 40 – 50 % обработок.

В последние годы всё более широкое применение для воздействия на ПЗП находят органические растворители, как правило, побочные продукты или отходы химических и нефтехимических производств.

В качестве водопоглатителей может быть подобрано большое число химических веществ. Для месторождений Западной Сибири рекомендуется использовать метиловый спирт, ацетон и ацетоновые растворы кремний органических соединений.

Метиловый спирт (метанол, древесный спирт) СН3ОН – бесцветная жидкость. Метиловый спирт смешивается в любых соотношениях с водой, этанолом, диэтиловым эфиром, ацетоном, бензолом; растворим в хлороформе.

Ацетон (диметилкетон; 2 – пропанол) СН3СОСН3 – бесцветная жидкость. Ацетон не ограничено смешивается с водой, этанолом, диэтиловым эфиром, бензолом и хлороформам.

СКО призабойных зон скважин основана на способности соляной кислоты проникать внутрь пласта и растворять карбонатные породы – известняки, доломиты, доломитизированные известняки. В результате на значительное расстояние от ствола скважины простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрующие способности пласта и приводит к увеличе-нию продуктивности скважины.

Сущность метода основана на химических реакциях взаимодействия соляной кислоты HCl с известняком

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + CO2 + H2O.

С доломитом

CaMg(CO3)2 + 4Cl = CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + H2O.

Образующиеся в результате реакций хлористый кальций CaCl2 и хлористый магний MgCl2 легко растворимы в воде в больших количествах, а выде-ляющийся углекислый газ CO2 оказывает дополнительные воздействия на пластовую систему. После обработки они вместе с продукцией извлекаются из скважины.

При обработке терригенных коллекторов кислотный раствор распределяется вокруг скважины более равномерно, нежели в коллекторах другого типа, поэтому существует возможность приблизительной оценки радиуса обрабатываемой зоны по эмпирической формуле.

Помимо воздействия на призабойную зоны кислотный раствор применяется для очистки фильтра скважины от различных образований, возникших при бурении скважины, в процессе ее эксплуатации и при ремонтных работах. Для этого осуществляются кислотные ванны.

При воздействии соляной кислоты на глины растворяются главным образом, соединения железа, кальция и магния, окислы кремния и алюминия, то ес-ть основные компоненты алюмосиликатной породы разлагаются соляной кислотой незначительно.

Как уже упоминалось, пласт БС10 состоит в основном из плотных песчани-ков с кальцитовым цементом.

Взаимодействие соляной кислоты с кальцитовым цементом выражается уравнением

СаО * SiO2 + 2HCl = CaCl2 + SiO2 + H2O.

Продукты реакции – хорошо растворимы в воде хлорид кальция и гель окисла кремния. Необходимо заметить, что скорость гелеобразования увеличивается с увеличением концентрации кислоты, поэтому на объекте БС10 не применяются высококонцентрированные растворы соляной кислоты.

Состав загрязняющих призабойную зону пласта образований на объекте БС10 входят железистые соединения, возникшие благодаря ремонто-изоляцио-нным работам на скважинах. Железистые соединения, входящие в состав загря-зненной призабойной зоны пласта, взаимодействуют с соляной кислотой по уравнению

Fe(OH)3 + 3HCl = FeCl3 + 3H2O.

В начале реагирования кислотный раствор имеет показатель рН, равный единице. В результате нейтрализации кислоты до рН = 2-3 большая часть хлористого железа гидролизуется, образуя гидрат окиси железа

FeCl3 + 3H2O = Fe(OH)3 + 3HCl.

Гидроокись железа – коллоидный хлопьевидный осадок легко закупоривает поровые каналы пласта БС10. Чтобы на происходило гидролиза железистых соединений, необходимо раствор соляной кислоты не доводить до полной нейтрализации в пласте, оставляя кислотность раствора не выше рН = 1 путем точной выдержки его в пласте по времени.

Для ослабления выпадения железистых осадков в рабочий раствор соляной кислоты следует добавлять 3-5 % от общего объема, уксусной кислоты СН3СООН. Уксусная кислота с железом образует коллоидное соединение. Добавка этой кислоты не только предупреждает выпадение из раствора гидроокиси железа, но и замедляет скорость реакции соляной кислоты с карбонатными включениями.

Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе при СКО на объекте БС10 принимается равной 10 – 16 %.

Высококонцентрированные растворы не нашли применения не только из-за образования геля окиси кремния, но и из-за возрастания коррозионной акти-вности, эмульгирующей способности и вероятности выпадения солей в осадок при контакте кислоты с пластовой водой, которая активно перемешана со сточными водами, использующимися в системе ППД.

Для первичных обработок пористых малопроницаемых пород с кальцитовым цементом расход раствора HCl составляет 0,4-0,6 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта. Для вторичных и последующих обработок расход раствора увеличивается соответственно на 50-70 % от первичной и каждой из последу-ющих обработок.

При обработке пористых коллекторов с низкой проницаемостью, каковым является пласт БС10, используют газированные (кроме прочих) кислотные растворы и кислотные композиции. В этом случае в качестве добавок к кислотным растворам применяют катионактивные ПАВ ( катапин, катамин, марвелан ) при дозировке 0,2 - 0,3 %.

Помимо улучшения фильтруемости раствора, катионактивные ПАВ гидрофобизируют породу и снижают межфазное натяжение на границе «нефть –от-работавший раствор», что способствует лучшему выносу продуктов реакции.

В качестве деэмульгаторов и в качестве интенсификаторов для понижения поверхностного натяжения на границе «нефть –вода» применяется неионогенные ПАВ типа ОП-4, ОП-10, Превоцел W=ON, Превоцел W=OF,Конокс I=109, Тержитол. Необходимо отметить, что чаще всего они применяются при обычной технологии СКО с водными растворами кислоты. Эти же реагенты используются при СКО нагнетательных скважин. По данным УГНТУ, реагенты ОП-4 и ОП-10 при их растворении в нефти существенно снижают предельное динамическое напряжение сдвига; повышает параметр подвижности нефти при фильтрации в песчаниках. Изменение свойств нефти при контакте с водным растворам ОП-4 и ОП-10 объясняется диффузией этих ПАВ из раствора в фазу нефти.

С целью снижения коррозионной активности соляной кислоты в рабочий раствор следует добавлять ингибиторы для СКО – уже указанные Катапин, Катамин и Марвелан, а также И-1-В, и-2-А («Север») и Уникол ПБ-5.

На объекте БС10 в основном применение нашел ингибитор Уникол ПБ-5, так как он нетоксичен, сравнительно дешев, применим до 1000С и концентрации HCl до 22 %. У него есть один крупный недостаток, который, видимо заставит обратить внимание на другие реагенты – после нейтрализации кислоты в пласте реагент ПБ-5 образует гелеобразный осадок, нерастворимый в воде, поэтому необходимо строго соблюдать технологический процесс в зависимости от времени.

Часто уменьшают скорость реакции кислоты с породой, а следовательно, расширяет зону обработки, путем добавления в рабочий раствор, кроме уксусной кислоты, еще и раствор CaCl2. На объекте БС10 это применяется довольно часто, поскольку глушение скважины перед ремонтными работами производятся водным раствором хлорида натрия NaCl. На других объектах Южно-Ягунского нефтяного месторождения используются водные растворы CaCl2, поэтому там необходимость добавки хлорида кальция отпадает.

На Южно-Ягунском нефтяном месторождении применяются обработки следующих видов:

- кислотные ванны;

- внутрипластовые и поинтервальные СКО;

- СКО под давлением.

Для СКО пласта БС10 Южно-Ягунского нефтяного месторождения используются технологии:

- кислотные ванны;

- обычные СКО;

- пенокислотные обработки.

Основная часть СКО объекта БС10 составлена обычными солянокислотными воздействиями.

Для изоляции нижнего интервала продуктивного пласта рекомендовано осуществить закачку бланкета – обычно концентрированного раствора CaCl2.

Давление закачки кислотного раствора определяется при обычной СКО как прочностью колонны, так и давлением на забое при обработке, которое не должно превышать среднее значения давления разрыва пласта.

При этом темп закачки раствора определяется из условия охвата обработки заданного радиуса глубины воздействия в течении времени, не превышающем среднее время нейтрализации кислотного раствора до рH=3 для пласта БС10. По исследованиям, проведенным в ЦНИПРе НГДУ «Когалымнефть» , это время равно 85-90 мин.

Следует отметить высокий процент механизации эксплуатационного фонда на объекте БС10, поэтому практически все СКО приходится на скважины с насосными установками.

Существует руководящий документ «Регламент на технологию проведения кислотных обработок на месторождениях», где рассмотрены основные способы кислотных обработок на объектах разработки Среднего Приобья. Согласно этому документу на скважинах механизированного фонда объекта БС10 не рекомендуется:

- ацетонокислотные обработки призабойных зон скважин – если в качестве жидкости глушения используется водные растворы хлорида натрия, посколь-ку возникают побочные химические реакции, сводящие к нулю эффективность обработки или ухудшающие гидродинамические свойства призабойной зоны пласта по сравнению с их состоянием до кислотного воздействия;

- глинокислотные обработки призабойных зон скважин – если мероприятия по глушению проводились водными растворами солей.

Исходя из этого, рекомендуется проведение солянокислотных обработок пласта БС10 обычными растворами с добавлением ингибиторов коррозии, стабилизаторов и интенсификаторов.

3.3.2 Характеристика и технические требования к материалам и оборудованию, применяемых при кислотных обработках призабойных зон скважин объекта БС10

Основным требованием к специальному технологическому оборудованию для проведения работ на скважине растворителями является применение и использование серийно выпускаемых машин и агрегатов.

Растворитель марки Нефрас С4 130/350, является продуктом депарафинизации дизельной фракции западно-сибирской нефти и по составу относящейся к концентрату нафтеноароматических соединений.

Эффективность удаления АСВ из пористой среды с остаточной нефтенасыщенностью многокомпонентными растворителями зависит от их состава таблица 3.1

Таблица 3.1 – Эффективность удаления АСВ многокомпонентными растворителями из пористой среды с остаточной нефтенасыщенностью

Растворители и их композиции	Массовое содержание, %	Максимальная эффективность удаления АСВ, %
Абсорбент А1	100	10,1
Абсорбент А2	100	46,4
Нефрас А150/330	100	79,6
А-1 Нефрас А150/330	45/55	92,9
А-2 Нефрас А150/330	45/55	96,9
Кубовые остатки производства бутилового спирта (КО)	100	33,9
КО/ Нефрас А150/330	50/50	95,8

Большинство исследований смесей растворителей обладают максимумом эффективности в достаточно узком интервале концентраций, то есть даже в столь многокомпонентной системе создаются условия для реализации вполне определённого состава переходных комплексов асфальтен-растворителя. Причём максимум эффективности композиционных растворителей наблюдается как в случае чисто углеводородных составов, так и при участии гетероатомных соединений - кубовые остатки производства бутилового спирта, 4,41, диметил - 1,3- диоксана и т. д.

Вместе с тем, не все полярные соединения способствуют увеличению эффективности углеводородов (алифатический и ароматических) растворителей. Так, головная фракция производства бутанола оказывает отрицательное действие на эффективность углеводородных растворителей, таких, как абсорбенты А-1, А-2, Нефрас А150/330. Другой кислородосодержащий растворитель 4,41, диметил - 1,3- диоксана даёт эффект также не со всеми углеводородными растворителями, в частности, с абсорбентами А-1, А-2 эффект есть, а Нефрасом А150/330 – нет. Указаные факты свидетельствуют, что применение в качестве полярных компонентов составов для удаления АСВ растворителей с высоким содержанием спиртов, простых и сложных эфиров должно осуществляется после провеения тщательных лабораторных экспериментов.

Обработку призабойной зоны пласта растворителями можно осуществлять путем последовательной закачки скважины водо - и нефтерастворимых реагентов.

В качестве растворителя используется нефрас – щелочные растворы (жидкое стекло, аммиачная вода,

Для солянокислотной обработки скважин выбираем соляную кислоту синтетическую, имеющую наибольшую концентрацию и наименьшее количество вредных примесей.

Соляная кислота представляет собой желтоватую, дымящую на открытом воздухе жидкость с резким запахом.

Выбранная нами соляная кислота должна содержать не более 0,03 % сульфатов в пересчете на сульфат SO42-. Большое содержание сульфатов приводит к образованию недопустимого количества гипса и безводного сульфата кальция. Нормированные показатели качества соляной кислоты приведены в таблице 3.2

Таблица 3.2 - Нормы показателей качества соляной кислоты

Соляная кислота	Содержание, %
, не менее	Fe, не более	H2SO4, не более	Свободный хлор
Техническая синтетическая	31,0	0,020	0,05	-
Техническая 1-го сорта	27,5	0,030	0,04	-
Из абгазов органических производств	22,0	0,030	-	0,1

Выбранная нами соляная кислота должна содержать не более 0,03 % сульфатов в пересчете на сульфат SO42-. Большое содержание сульфатов приводит к образованию недопустимого количества гипса и безводного сульфата кальция.

Хлорное железо может содержать в исходной соляной кислоте по техническим причинам производства кислоты или в результате коррозии ёмкостей, предназначенных для транспорта и хранения.

После нейтрализации карбонатами соляной кислоты до рН=3,5 хлорное железо FeCl2 гидролизуется и выпадает в объёмный коллоидный осадок в каналах обрабатываемого пласта в виде гидроокиси железа или основных его солей. Поэтому содержание железа в кислоте не должно превышать 0,015 %.