Кислотное воздействие на горные породы (стр. 11 )

В первом случае – предварительно взвешенный образец породы погружают в избыток кислоты с температурой, соответствующей пластовой. Через определенный промежуток времени нерастворившейся остаток промывается, просушивается и взвешивается. Когда есть основания предполагать что в составе породы содержатся силикаты, целесообразно проведение дополнительного исследования, обрабатывая образец смесью соляной и плавиковой кислот.

В случае, когда коллектор состоит в основном из карбонатов (известняки, доломиты) используют экспресс-метод измерения объема углекислого газа, выделяющегося при растворении взвешенного объема породы в избытке соляной кислоты.

Иногда следует дополнительно определить способность пластовой нефти образовывать эмульсии. Для этого пробу нефти смешивают с кислотой, которую будут использовать при кислотной обработке и встряхивают. Затем смесь отстаивается, и определяется время расслоения эмульсии. Также исследуется склонность нефти к образованию эмульсии с отработанным раствором, кислота из которого полностью израсходована в результате реакции с измельченной в порошок породой. Если в результате исследований окажется, что пластовая нефть склонна к образованию эмульсий со свежим или отработанным кислотным раствором или с результатами реакции, рекомендуется применять специальные деэмульгирующие добавки.

В некоторых типах пород наблюдается явление набухания силикатной составляющей при контакте с пластовой или закачиваемой водой. Иногда глинистые частицы в результате реакции увеличиваются в несколько раз по сравнению с первоначальным объемом. Эти набухающие частицы могут закупоривать микроскопические поровые каналы в породе и свести на нет положительные результаты кислотного воздействия. Естественно, если исследование покажет ощутимую степень набухаемости глинистых частиц (в частности, глин монтмориллонитового ряда) желательно применение добавок, препятствующих набуханию силикатных частиц, и вызываемому этим набуханием, ухудшению проницаемости породы при кислотной обработке.

2.6.2 Технологические факторы

2.6.2.1 Продолжительность кислотного воздействия

К настоящему времени практически во всех нефтедобывающих регионах мира эффективность добычи нефти признается недостаточно удовлетворительной при сложившемся высоком уровне потребления нефтепродуктов. Естественно, интерес к применению технологий, обеспечивающих увеличение нефтеотдачи дренируемых продуктивных отложений, неуклонно возрастает. Основной упор в этом направлении делается на физико-химическое воздействие. Среди реализуемых методов воздействия наиболее часто применяется кислотное воздействие на горные породы – издавна используемый и относительно дешевый способ. Восстановление или улучшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны скважин в этом случае достигается, в основном, за счет увеличения проницаемости коллекторов призабойной зоны скважин, снижения вязкости пластовой нефти и уровня обводненности продукции добывающих скважин. В результате подобных мер воздействия облегчается приток пластовых флюидов в добывающие или степень поглощения жидкости в нагнетательных скважинах. В целях улучшения гидродинамической связи забоев скважин с пластом проводятся работы по интенсификации процесса фильтрации, способствующие реализации потенциальной продуктивности скважин.

Одним из параметров, определяющих результативность проводимого кислотного воздействия считается продолжительность воздействия закачиваемого раствора с горной породой. В большинстве случаев в карбонатных породах скорость реакции довольно высока. Глубина проникновения кислоты составляет несколько сантиметров, что предопределяет необходимость закачки кислоты с увеличенной скоростью, чтобы успеть обработать больший объем коллектора. Особенно актуальна эта мера в водонасыщенных известняках и пористых доломитах с высокой удельной поверхностью, в которых, что установлено опытным путем, реакция нейтрализации кислоты протекает чрезвычайно быстро. Однако, повышение скорости прокачивания раствора сопровождается кратным ростом потерь давления на трение. С тем, чтобы достичь приемлемого результата, но избежать потери давления, применяются меры по снижению интенсивности реакции кислотного раствора с породой.

Количественно радиус зоны проникновения кислоты в пласт определяется по формуле (1.4):

                                       (2.4),

где        q – объем кислотного раствора;

t - продолжительность реакции нейтрализации кислоты;

h - толщина продуктивного пласта;

m - пористость;

rc - радиус скважины.

Как следует из приведенного выражения, радиус проникновения кислоты в пласт напрямую зависит от продолжительности реакции. Увеличение времени достигается путем добавки в раствор соляной кислоты некоторых органических кислот (уксусная, муравьиная и т. д.). Кроме того, в некоторых случаях используют регуляторы реакции (карбонилметилцеллюлоза, сульфат-спиртовая барда).

Увеличение эффективности кислотных обработок в неоднородном по проницаемости пласте достигается также при использовании закачки нефтекислотных эмульсий с внешней нефтяной фазой или кислотостойких водорастворимых полимеров.

Используются и комплексообразователи, предотвращающие выпадение осадков.

В средне - и малопроницаемых участках увеличение глубины проникновения кислоты для замедления скорости ее реакции с породой осуществляется путем совместной ее закачки с полисахаридами. Последние загущают кислоту, не адсорбируются на породе и, следовательно, не ухудшают проницаемость малопроницаемых зон коллекторов.

С целью повышения охвата воздействием по толщине и простиранию обрабатываемого интервала в солянокислотный раствор могут добавляться временно-блокирующие материалы – нафталин, сухая сульфат-спиртовая барда и гидрофобные эмульсии на основе сильных эмульгаторов. Эти временно закупоривающиеся реагенты, закрывают доступ к наиболее проницаемому интервалу когда кислотное воздействие производится через перфорированные обсадные трубы или в открытом забое. Оставшаяся часть кислоты автоматически направляется в более плотные пропластки. Применяемые для временного прекращения доступа закачиваемого кислотного раствора в более проницаемые интервалы реагенты самопроизвольно разжижаются или в результате взаимодействия двух или более составных частей реагента или в результате растворения в жидкостях, находящихся в скважине. Через некоторое время, необходимое для разрушения закупоривающего материала, исходная проницаемость восстанавливается, и, соответственно, возможность беспрепятственной фильтрации через ранее закупоренную среду.

Перед проведением кислотного воздействия весьма полезно предварительно очистить скважину от остатков буровой жидкости. Очистке подвергаются как забой скважин, так и непосредственно прилегающая к ней часть призабойной зоны пласта. Эта мера должна обеспечить равномерное распределение действия кислотного раствора по всему вертикальному интервалу продуктивной части разреза. Эти растворы в основном состоят из соляной кислоты с ингибитором и высокоэффективным поверхностно-активным реагентом. Основным назначением таких обработок является размельчение и разрушение глинистой корки, причем коллоидные глинистые частицы остаются в растворе во взвешенном состоянии и в таком виде удаляются из скважин. В результате разрушения непроницаемых пробок, которые могут находиться в коллекторе или на его поверхности в призабойной зоне, улучшаются фильтрационные показатели породы, уменьшается гидравлическое сопротивление каналов продвижения пластовых флюидов и, таким образом, закладываются основы успешного проведения кислотных обработок.

2.6.2.2 Глубина обработки

Промысловый опыт применения кислотных обработок показал, что не все они являются эффективными, несмотря на многообразие технических решений по их реализации.

Например, более низкая эффективность кислотного воздействия на скважинах Астраханского газоконденсатного месторождения объясняется более глубокой кольматацией призабойной зоны пласта. Глубокая кольматация обусловлена тем, что при вскрытии продуктивного пласта давление бурового раствора должно превышать пластовое на 5 %, т. е. должно быть 66,2 МПа при пластовом 63,0 МПа. Давление начала раскрытия естественных микротрещин составляет 64-66 МПа. Из этого следует, что давление бурового раствора на забое скважин превышает давление раскрытия естественных микротрещин на 0,2-3,2 МПа, и, следовательно фильтрация бурового раствора происходит по раскрытым, естественным трещинам на значительную глубину. Чтобы добиться восстановления проводимости призабойной зоны пласта в скважинах этого месторождения необходимо создать систему дренирования большой протяженности и соединить незагрязненную зону продуктивного пласта со скважиной.

Для сравнения, эффективность проведенных кислотных обработок на скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения оказалась несколько выше. Здесь давление вскрытия продуктивного интервала – 19 МПа, при пластовом – 18 МПа, давление начала раскрытия естественных микротрещин составляет 26-28 МПа. Отсюда вытекает, что давление бурового раствора на этом объекте на 7-9 МПа не достигает давления начала раскрытия трещин, а в результате кольматация носит поверхностный характер. Для восстановления начальной проницаемости призабойной зоны достаточно разрушить этот поверхностный слой кольматации и обработать пласт на незначительную глубину.

Экспериментально установлено, что глубина обработки призабойной зоны определяется глубиной проникновения кислотного раствора до его полной нейтрализации в результате взаимодействия с горной породой. Скорость нейтрализации кислоты зависит от скорости реакции, которая является функцией скорости химической реакции, и скорости подвода новой порции кислоты. Обобщающей характеристикой в этом случае служит число Дамколера Dа, представляющего отношение скорости химической реакции к скорости движения кислоты. В случае обработки карбонатной породы этот параметр выражается в виде: